Руководство для технологов операторов - Arganabio.ru - инструкции по эксплуатации и многое другое

Руководство
для технологов-операторов

Лекционный материал

для подготовки
и повышения квалификации рабочих по
профессии:

«Оператор технологических установок»

1. Введение

Нефть и газ, являясь
основными энергоносителями, играют
значительную роль экономике государства.
Продукты нефтегазопереработки — основа
всех видов топлива для транспорта,
ценное сырье для химической промышленности.

Нефть и углеводородные
газы являются основой получения более
пяти тысяч различных химических
продуктов. В химической промышленности
использование углеводородного сырья
в широких масштабах позволяет заменить
при производстве, например, синтетического
каучука этиловый спирт, получаемый из
пищевого сырья, дешевым синтетическим
спиртом.

Из нефти при ее
переработке получают бензин, керосин,
дизельное топливо, смазочные масла,
мазут, парафин, битум и другие нефтепродукты.

Химическая
переработка нефти и газа дает различные
полимерные соединения: синтетические
каучуки и волокна, пластмассы, краски
и т.д.

Значительным
событием явился ввод в эксплуатацию в
Западной Сибири нефтегазоносных
площадей, которые в настоящее время
превратили ее в основной нефтегазодобывающий
регион страны.

На промыслах
применяются герметизированные системы
сбора нефти, газа и попутно добываемой
воды. Нефть перед дальнейшей транспортировкой
доводится до необходимой кондиции на
установках подготовки нефти. Внедряются
установки предварительного сброса
добываемой воды.

Месторождения
различаются по величине запасов нефти
и газа, геологическому строению,
продуктивности, степени выработки и
обводненности, особенностям технологии
добычи нефти.

2.0. Физико-химические свойства нефти, газов и пластовых вод

2.1.Состав и свойства нефти

Нефть и газ
представляют собой сложную природную
смесь углеводородов различного строения
с примесями неуглеродных компонентов.
Смеси углеводородов, которые как в
пластовых, так и в поверхностных условиях
находятся в жидком состоянии, называют
нефтью.

Нефть
– горючая, маслянистая жидкость,
преимущественно темного цвета,
представляет собой смесь различных
углеводородов. В нефти встречаются
следующие группы углеводородов: метановые
(парафиновые) с общей формулой С_nН₂_n₊₂;
нафтеновые – С_nН₂_ni;
ароматические – С_nH₂_n_-6.
Преобладают углеводороды метанового
ряда (метан СН₄,
этан С₂Н₆,
пропан С₃Н₈
и бутан С₄Н₁₀),
находящиеся при атмосферном давлении
и нормальной температуре в газообразном
состоянии. Пентан С₅Н₁₂,
гексан С₆Н₁₄
и гептан С₇Н₁₆
неустойчивы, легко переходят из
газообразного состояния в жидкое и
обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈до С₁₇Н₃₆
– жидкие вещества. Углеводороды,
содержащие больше 17 атомов углерода –
твердые вещества (парафины). В нефти
содержится 82¸87
% углерода, 11¸14
% водорода (по весу), кислород, азот,
углекислый газ, сера. В небольших
количествах содержится хлор, йод, фосфор,
мышьяк и т.п.

Основной показатель
товарного качества нефти – ее плотность
(r)
(отношение массы к объему), по ней судят
о ее качестве. Легкие нефти наиболее
ценные.
Физико-химические
свойства нефти и ее товарные качества
определяются составом. Состав нефти
классифицируют на элементарный
и фракционный.

Под элементарным
составом
нефти понимают массовое содержание в
ней химических элементов. Основными
элементами являются углерод и водород.
Содержание углерода 83-87 %, водорода
12-14%. Значительно меньше других элементов
– серы, кислорода, азота, их содержание
редко превышает 3-4 %.

Углеводороды
предельного ряда:

Самый простейший
углеводород:

— метан — СН₄
(газ);

— этан — С₂Н₆ (газ).

—
— бутан – С₄Н₁₀
(газ, который при обычной температуре
и небольшом давлении – жидкость);

—
пентан-С₅Н₁₂
(жидкость) и т.д.;

По содержанию
серы
нефти делятся на классы:
— малосернистые
(содержание серы
до 0,5 %) —
сернистые (от 0,51 до 2 %)

— высокосернистые
(более 2%).

В основном нефти
месторождений Западной Сибири относятся
к классу малосернистых.

По содержанию смол
нефти делятся
на подклассы:
— малосмолистые
(содержание смолы
до 18 %); —
смолистые (от 18 до 35 %);
—
высокосмолистые (более 35%).

Все нефти
месторождений Муравленковского региона
относятся к подклассу малосмолистых,
т.к.содержание в них смол в среднем 5- 7
%.

По содержанию
парафина
нефти делятся
на группы:
—
малопарафинистые (содержание парафина
до 1,5%)
— парафинистые (от 1,51 до
6 %);

—
высокопарафинистые (более 6 %).

В основном все
нефти месторождений, например,
Муравленковского региона относятся к
группе парафинистых, т.к. содержание
парафина колеблется от 2,2% до 8%.

Разделение сложных
смесей на более простые смеси называют
фракционированием.
Нефть разделяют на фракции путем
перегонки. Фракция нефти, имеющая
интервал кипения 30 – 205 ^оС
— бензин, с интервалом кипения 200 — 300
^оС
– керосин.
Оставшаяся фракция — это мазут, из
которого получают битумы, гудроны,
масла.

В зависимости от
фракционного состава различают бензиновые
(легкие) и топливные (тяжелые) нефти.
Нефти месторождений Западной Сибири
по фракционным составам в основном
относятся к бензиновой нефти.

Свойства нефти
изменяются в процессе ее добычи – при
движении по пласту, в скважине, системах
сбора и подготовки, при контакте с
другими жидкостями и газами.

Соединение	Молекул -ая. формула	Молекул-ая масса,кг /моль	Плотность, кг/м³	Т кип, ⁰С
Метан	СН₄	16		-161,5
Этан	С₂Н₆	30		-88,6
Пропан	С₃Н₈	44	506,68	-42,10
Бутан	С₄Н₁₀	58	583,22	-0,50
Изо-бутан	С₄Н₁₀	58	561,97	-11,73
Пентан	С₅Н₁₂	72	629,73	36,06
Изо-пентан	С₅Н₁₂	72	623,44	27,87
Нео-пентан	С₅Н₁₂	72	595,59	9,50
Гексан	С₆Н₁₄	86	662,66	68,73
Гептан	С₇Н₁₆	100	686,82	98,43
Октан	С₈Н₁₈	114	705,38	125,67
Нонан	С₉Н₂₀	128	720,25	150,82
Декан	С₁₀Н₂₂	142	732,72	174,15
Эйкозан	С₂₀Н₂₂	382	790,67	343,78
Сквуалан	С₃₀Н₆₂	422	811,90	449,72
Бензол	С₆Н₆	78,11	882,19	80,089
Тоулол	С₇Н₈	92,14	870,04	110,65

Свойства нефти:
плотность, вязкость, газосодержание
(газовый фактор), давление насыщения
нефти газом, сжимаемость нефти и ее
усадка, поверхностное натяжение,
объемный коэффициент, температура
вспышки, температура кристаллизации
парафина и т.д.

Количество
растворенного в нефти газа характеризуется
газосодержанием
нефти (газовый
фактор), под
которым подразумевают объем газа,
выделившийся из единицы объема пластовой
нефти при снижении давления и температуры
от пластовых до стандартных условий.
Ед.измерения м³/м³
или
м³/т.

1т
нефти например Муравленковского
месторождения способна растворить в
пластовых условиях (пластовые давления
и температура) 52,1 м³
нефтяного газа, Сугмутского – 98 м³
нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м³
нефтяного газа, Меретояхинского — 290,9
м³
нефтяного газа, а Умсейского –307,6 м³
нефтяного газа.

Важнейшим свойством
нефти является давление
насыщения
нефти газом, при
котором определенный объем газа находится
в растворенном состоянии в нефти.
При снижении
давления ниже этого значения
происходит выделение
газа в свободное состояние.
От этого процесса зависит продвижение
нефти по пластам и подъем на поверхность
по скважинам.

Давление насыщения
нефтей Муравленковского месторождения
составляет 64,4 — 90,8 атм.,
Сугмутского – 112 атм.,
Суторминского 64 – 81 атм.,
Умсейского – 258 атм.,
Меретояхинского – 295 атм.

Плотность нефти
зависит от ее состава, количества
растворенного газа, давления и температуры.

Плотность нефти
— физическая
величина, измеряемая отношением массы
нефти к единице объема. Ед.измерения —
кг/м³.

Пользуются
понятием относительной
плотности нефти численно
равной отношению плотности нефти к
плотности дистиллированной воды при t
= +4 ^оС.

Плотность нефти
в пластовых условиях значительно
отличается от плотности этой же нефти
на поверхности за счет изменения объема.

Например: плотность
нефти Муравленковского месторождения
в пластовых условиях 781 кг/м³,
а в поверхностных условиях — 853 кг/м³;
плотность
нефти Меретояхинского месторождения
соответственно, 597 кг/м³
и 833 кг/м³.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
#
#
#
17.02.201617.5 Mб38Рубцова.djvu
#
#
#
#
#
#
#

Источник

Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Руководство для технологов-операторов». Также Вы можете бесплатно проконсультироваться у юристов онлайн прямо на сайте.

Оператор технологических установок 6 разряда
Оператор технологических установок 7 разряда
Владение языками
Иные документы
§ 30. Оператор технологических установок 4-го разряда
Знания:
Навыки:
Профессионально важные компетенции:
Оператор технологических установок 3-го разряда
Оператор технологических установок 5-го разряда
I. Общие сведения
III. Характеристика обобщенных трудовых функций
IV. Сведения об организациях — разработчиках профессионального стандарта

Оператор технологических установок 2 разряда.

Выполняет вспомогательные работы под руководством более опытного специалиста: обслуживание насосов, вентиляторов, печей и прочего оборудование. Затаривание смазок, масла, парафина, битума и т.д.

Оператор технологических установок 3 разряда.

Получает возможность управлять установками по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля под присмотром оператора более высокой квалификации. Также может заниматься учетом сырья, реагентов и топлива.

Оператор технологических установок 6 разряда

Может обслуживать технологические установки по переработке нефти, газа и прочего сырья I категории по технологическим инструкциям (первичная переработка). Также руководит работой менее квалифицированных сотрудников. Может работать под началом старшего оператора на крупнотоннажных установках высшей категории.

Оператор технологических установок 7 разряда

Имеет право обслуживать технологический комплекс крупнотоннажного оборудования по переработке нефти и газа высшей категории. Руководит работой подчиненных, организует производственное обучение, ведет первичную техническую документацию по переработке сырья.

Владение языками

Язык: Английский Уровень владения: Базовый Язык: Русский Уровень владения: Родной

Иные документы

Водительское удостоверение: B Медицинская книжка: есть

§ 30. Оператор технологических установок 4-го разряда

Характеристика работ. Ведение технологического процесса и наблюдение за работой оборудования на установках III категории по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля в соответствии с рабочими инструкциями. Ведение технологического процесса и наблюдение за работой отдельных блоков на установках I и II категорий под руководством оператора более высокой квалификации. Регулировка производительности блока, установки, отделения. Предупреждение и устранение отклонения процесса от заданного режима. Осуществление контроля за выходом и качеством продукции, расходом реагентов, энергоресурсов. Пуск и остановка отопительной системы камерных и туннельных печей и регулировка их гидравлического режима; обслуживание ленточных конвейеров, грохочение, классификация нефтяного кокса по фракционному составу под руководством оператора более высокой квалификации на установках замедленного коксования. Обслуживание приборов контроля и автоматики, заготовка картограмм, смена их, заливка перьев чернилами, проверка приборов на «0». Наблюдение за состоянием кладки отопительной системы. Пуск, остановка установки и вывод ее на режим. Подготовка отдельных аппаратов и установки в целом к ремонту. Участие в ремонте технологических установок.

Должен знать: технологические процессы, схемы и карты обслуживаемых установок; устройство технологического оборудования, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов, арматуры; факторы, влияющие на ход процесса и качество продукции.

Знания:

Основные программы профессионального обучения — программы профессиональной подготовки по профессии рабочих «Оператор технологических установок» Источник: профстандарт ОПЕРАТОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Навыки:

Контролировать и регулировать технологический режим с использованием средств автоматизации и результатов анализов. ПК 1.2. Контролировать качество и расход сырья, продукции, реагентов, катализаторов, топливно-энергетических ресурсов. ПК 1.3. Анализировать причины возникновения производственных инцидентов, принимать меры по их устранению и предупреждению. 5.2.2. Обслуживание и настройка средств контроля и автоматического регулирования. ПК 2.1. Наблюдать за работой контрольно-измерительных приборов, средств автоматизации и проводить их наладку. ПК 2.2. Обеспечивать своевременную поверку контрольно — измерительных приборов. ПК 2.3. Проводить монтаж, демонтаж контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации. 5.2.3. Проведение ремонта технологических установок. ПК 3.1. Проводить разборку, ремонт, сборку установок, машин, аппаратов, трубопроводов и арматуры. ПК 3.2. Проводить испытания, регулирование и сдачу оборудования после ремонта. ПК 3.3. Изготовлять приспособления для сборки и монтажа ремонтного оборудования. ПК 3.4. Составлять техническую документацию. Источник: ФГОС 18.01.28 ОПЕРАТОР НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

Профессионально важные компетенции:

1 — быстрота реакции (время реакции); 2 — надежность; 3 — точность; 4 — устойчивость работы (к внешним воздействиям); 5 — способность фокусировать внимание (концентрация); 6 — способность к принятию ситуативных решений; 7 – способность к взятию ответственности за собственные решения; 8 — способность к формированию динамического образа ситуации; 9 — распределения внимания; 10 — уровень утомляемости умственной; 11 — психологическая стрессоустойчивость; 12 — оперативно-динамическая память; 13 — способность к выделению главного (опорных точек) в ситуации;

Оператор технологических установок 3-го разряда

Характеристика работ. Ведение технологического процесса на установках по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля в соответствии с рабочими инструкциями под руководством оператора более высокой квалификации. Обслуживание аппаратов, вентиляторов, котлов-утилизаторов или пароперегревателей, колчеданных сепараторов, катерных, туннельных печей, газогенераторов и другого аналогичного оборудования на технологических установках. Переключение с работающего оборудования на резервное. Смена щелочи. Дренирование воды с аппаратов. Регулирование подачи реагентов, топлива, пара, воды, электроэнергии на обслуживаемом участке; регулировка подачи сырья на дробление и помол, степени помола. Ведение процесса горения в топке сушильной печи или печи-мельницы. Контроль качества, учет расхода сырья, реагентов и количества вырабатываемой продукции. Погрузка и выгрузка кокса из вагонов силосов-накопителей. Уборка кокса у ленточных конвейеров, классификаторов, питателей, на железнодорожных путях. Участие в ремонте технологической установки.

Должен знать: технологические процессы, схемы и карты обслуживаемых установок; правила регулирования технологического процесса; устройство обслуживаемого оборудования, назначение и принцип работы контрольно-измерительных приборов; физико-химические свойства сырья, реагентов, получаемых продуктов, применяемых материалов; основы слесарного дела.

Оператор технологических установок 5-го разряда

Характеристика работ. Ведение технологического процесса и наблюдение за работой оборудования на установках II категории по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля в соответствии с рабочими инструкциями. Ведение технологического процесса на установках I категории под руководством оператора более высокой квалификации. Контроль за соблюдением технологического режима, качеством сырья и вырабатываемых продуктов по показаниям контрольно-измерительных приборов и результатам анализов. Контроль за учетом расхода сырья, продукции, реагентов, катализаторов, топливно-энергетических ресурсов.

Предупреждение и устранение отклонения процесса от заданного режима. Заполнение журнала приема и сдачи дежурств.

Должен знать: технологические процессы, схемы и карты обслуживаемых установок; устройство обслуживаемого оборудования; физико-химические свойства сырья, реагентов и вырабатываемой продукции; ГОСТы на сырье и продукты.

Требуется среднее специальное образование.

I. Общие сведения

Эксплуатация технологических установок по переработке газа и газового конденсата

19.038

(наименование вида профессиональной деятельности)

Код

III. Характеристика обобщенных трудовых функций

3.1. Обобщенная трудовая функция

Наименование

Обеспечение работы оборудования на технологических установках по переработке газа и газового конденсата

Код

IV. Сведения об организациях — разработчиках профессионального стандарта

4.1. Ответственная организация-разработчик

ПАО «Газпром», город Москва

Заместитель председателя правления

Хомяков Сергей Федорович

Источник

Ответы на билеты по курсу «Оператор Технологических Установок»

КОНСПЕКТЫ

СОДЕРЖАНИЕ И ОБСЛУЖИВАНИЕ СОСУДОВ

Обслуживание сосудов могут быть допущены лица обученные, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сосудов.

Подготовка и проверка знаний персонала обслуживающего сосуда должны проводиться в учебных заведениях, а также на курсах специально создаваемых организациями. Лицам, сдавшим экзамены, выдается удостоверение с указанием наименования параметров рабочей среды сосудов, к обслуживанию которых эти лица допущены. Периодическая проверка знаний персонала обслуживающего сосуды должна проводиться не реже 1-го раза в год.

Внеочередная проверка знаний проводиться при переходе в другую организацию.

1. В случае изменения инструкции по режиму работа сосудов.

2. По требованию инспектора гор. тех. надзора.

Результаты проверки знаний обслуживающий персонала оформляется протоколом за подписью председателя членов комиссии.

Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию сосудов оформляется приказом по организации или распоряжением по цеху. В организации должна быть разработана и утверждена в установленном порядке инструкция по режимы работы и безопасному облуживанию сосудов.

Инструкция должна находиться на рабочем месте и выдаваться под расписку обслуживающим персоналом. Схемы включения сосудов должны быть вывешены на рабочих местах.

АВАРИЙНАЯ ОСТАНОВКА СОСУДОВ

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

А) Если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается, несмотря на меры принятые персоналом.

Б) При выявлении неисправности предохранительных устройств от повышения давления.

В) При обнаружении в сосуде и его элементах не плотности (выпучен, разрыв прокладок).

Г) При неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам.

Д) При снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом.

Е) При выходе из строя всех указателей уровня жидкости.

Ж) При неисправности предохранительных блокировочных устройств.

З) При возникновении пожара непосредственно угрожающего сосуду.

РЕМОНТ СОСУДОВ

Для поддержания сосудов в исправном состоянии владелец сосуда обязан своевременно проводить в соответствии с графиком его ремонт. При ремонте следует соблюдать требование тех. безопасности изложенных в правилах и инструкциях.

До начала производства работ внутри сосуда соединённого с другими работающими сосудами общим трубопроводом сосуд должен быть отделён от них заглушками или отсоединён.

При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чистка) должны применяться безопасные светильники напряжения не выше 12Вт. при взрывоопасных средах во взрывоопасном исполнении.

При необходимости должен быть анализ воздушной среды на отсутствие вредных или других веществ превышающих предельно допустимые концентрации.

Работы внутри сосуда должны выполняться по наряду допуска.

БИЛЕТ № 1

Вопрос 1. Основные физико-химические свойства нефти и газа. Физические свойства.

Ответ: Нефть и нефтепродукты характеризуются показателями следующих физических свойств: плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания, помутнение, кристаллизации, вспышки, воспламенение и самовоспламенение.

ПЛОТНОСТЬ – это масса, заключающаяся в единице объёма однородного вещества. В качестве единицы измерения плотности принимается < килограмм на кубический метр> Кг/м3 или <грамм на кубический сантиметр> Гр/см3

Пример: Приканская нефть 0.873Гр/см3

Зпадно-Сибирская 0.887 Гр/см3

ВЯЗКОСТЬ – это свойство жидкости оказывать сопротивление при перемещении одной части жидкости относительно другой под влиянием внешней среды.

ВЯЗКОСТЬ – это одна из важнейших эксплуатационных характеристик нефтепродуктов. Она резко влияет на условия перекачки продукта по трубам. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается. С понижением температуры вязкость увеличивается.

ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ – Переход нефти из одного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале, поэтому температура застывания является условной, а не постоянной величиной. Она зависит главным образом от химического состава жидкости и от содержания в ней парафина и смол. Температура застывания нефти и нефтепродуктов находится в интервале от -50С до +180С

ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ:

Основные химические элементы, находящиеся в составе нефти:

а) Углерод (82-87%)

б) Водород (11-14%)

в) Сера (0.1-7%)

г) Азот (0.001-1.8%)

д) Кислород (0.05-1%)

В незначительных количествах в нефти содержится: хлор, йод.

А также металлы: вольфрам, никель, железо, натрий, калий, медь.

ГАЗ — В нефти содержится газ в растворимом состоянии. В состав газа входят: метан, этан, пропан, бутан и другие компоненты.

Вопрос 2. Разборка и сборка аппаратов. Чистка теплообменной аппаратуры, гидравлическое пневматическое испытание, проверка герметичности.

Ответ: Основные виды работ:

Процесс ремонта оборудования осуществляется в такой последовательности:

1) Разборка машин или аппарата на сборочные единицы и детали.

2) Очистка и мойка сборочных единиц и деталей.

3) Контроль дифектации и сортировка деталей.

4) Восстановление деталей.

5) Сборка машин или аппарата.

6) Обкатка и испытание.

Для подъема и перемещения тяжелых грузов, подлежащих разборке, используется подъемно–транспортные устройства (тали, краны, тельферы, кран–балки).

Промывка: После разборки детали промываются. Перед промывкой детали очищают от нагара, грязи и масла. Нагар можно удалить двумя способами:

а) Механическим (скребками, шаберами, стальными щетками).

б) Химическим способом (погружение в ванну со специальными растворами (раствор каустической соды, керосин))

Сборка, разборка резьбовых соединений:

Для сборки, разборки резьбовых соединений применяются накидные, рожковые, газовые ключи. Сборка любого узла ведётся в определенной последовательности, сложность сборки заключается в контроле взаимного положения деталей.

Сборка машин или аппарата заканчиваются испытанием.

1) На прочность, плотность и герметичность.

2) В режиме холодного хода.

3) Под нагрузкой эмитирующей рабочий режим.

Гидравлические испытания проводятся давлением [Р_{испытание} = 1.25 Р_{рабочего.}]-По сосудам и трубопроводам.

Пневматическое испытание проводится при том же давлении что и гидравлическое [Р_{испытание} = 1.25 Р_{рабочего.}]

Пневматическое испытание проводится в том случае если невозможно провести гидравлическое испытание (трудность удаления воды из оборудования, низкая температура окружающего воздуха).

Проверка на герметичность проводиться при рабочем давлении в течении 4-х часов тесть за этот период времени определяется герметичность оборудования.

Чистка теплообменной аппаратуры к теплообменным аппаратам относятся оборудования предназначенное для нагрева, охлаждения конденсации, испарения жидкостей газов или их смесей.

По назначению и конструктивному исполнению теплообменные аппараты подразделяются под следующие виды:

1) Теплообменники с неподвижными трубными решетками.

2) Теплообменники с плавающей головкой.

3) Теплообменники с У-образными трубами.

Кроме того применяются аппараты воздушного охлаждения. В аппаратах воздушного охлаждения в качестве хладагента используется воздух.

Очистка трубок от охлаждений включает в себя обработку как внутренних, так и наружных поверхностей. Используется следующие методы очистки:

1) ¹Химическая очистка.

2) ²Абразивная очистка.

3) ³Специальная очистка.

¹Химическая очистка осуществляется без вскрытия и разборки теплообменника. Для очистки применяется 5-15% раствор соляной кислоты с добавками ингибитора. Для очистки органических отложений используются углеводородные растворители.

²Абразивные методы подразделяются на: механические, гидропневматические (вода, воздух). Гидромеханические (вода высокого давления), пескоструйные.

Механическая очистка проводиться при помощи шомполов, свёрил, щеток, шарошек, резцов с подачей воды или воздуха для удаления продуктов очистки.

³К специальным формам очистки относиться ультразвуковой метод.

Вопрос 3. Особенности эксплуатации аппаратов и трубопроводов в зимнее время.

Ответ: Требование при работе в зимних условиях:

1) Все мероприятия по утеплению аппаратуры, оборудования трубопроводов, контрольно измерительных приборов и арматуры должны быть выполнены до наступления зимы.

2) Утепление должно обеспечивать работу оборудования установки и возможность контроля за технологическим процессом.

3) Оборудование установок резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть обеспечены подводом пара к трубопроводом и арматуры.

4) Необходимо проверить исправность паровых спутников для обогрева трубопроводов. На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, и все выявленные случаи нарушения были устранены.

5) Спускные дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

6) Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замёршими дренажами не разрешаются.

7) Своевременно производить осмотр трубопроводов и аппаратов вести перекачку продукта непрерывно.

При замерзании влаги в трубопроводах необходимо принять следующее:

1) Провести наружный осмотр трубопровода участка с целью установления приблизительных границ замерзания, а так же для того, чтобы убедиться, что он не поврежден.

2) Отключить трубопровод от общей системы и приступить к разогреву ледяной пробки. Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться, паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших дренажей аппаратов и трубопроводов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

Площадки на УПН (установка подготовки нефти) дороги, лестницы, переходы должны быть очищены от льда, снега и посыпаны песком.

Билет № 2

Вопрос 1 Токсические свойства газа. Понятие о взрывоопасных смесях. Взрывоопасные смеси метана и других компонентов нефтяного газа с воздухом.

Ответ: В нефтяной промышленности широко применяются вещества, которые могут быть отнесены к вредным. Вредным является такое вещество, которое при контакте с организмом человека может вызвать производственные травмы, профессиональные заболевания или отклонения состояния здоровья. Вредными веществами могут являться: сырьевые, промежуточные, конечные продукты производства, в том числе и нефтяные газы установок подготовки нефти. По степени воздействия на организм человека вредные вещества подразделяются на 4-ре класса опасности:

1) чрезвычайно опасно.

2) Высоко опасно.

3) Умеренно опасно.

4) Мало опасно.

Нефтяной попутный газ относится к четвертому классу (мало опасный). Попутный нефтяной газ попадая в органы дыхания вызывает удушающее и отравляющее действие на организм.

Взрывоопасные смеси создаются путем смешивания воздуха с нефтяным попутным газом.

Взрывоопасная смесь – это смесь горячих газов, паров, ЛВЖ (легкая воспламеняющаяся жидкость) с воздухом, кислородом или другими окислителями, которые при определенной концентрации (НПВ и ВПВ) способны взрываться при возникновении источника инициирования взрыва.

НПВ – это нижний предел взрываемости.

ВПВ – это верхний предел взрываемости.

В состав газа входят:

1) Газ Метан-НПВ-5%-ВПВ-15%

2) Этан-НПВ-3%-ВПВ-15%

3) Пропан-НПВ-2.3%-ВПВ-9.5%

вопрос 2 Типы фланцевых соединений, и применяемых для них уплотнительных элементов в зависимости от рабочего давления.

Ответ: Фланцевые соединения подразделяются по уплотнительной поверхности: гладкая, под линзовую прокладку, под кольцевую прокладку, выступ-впадина, и шиппас.

Гладкая поверхность применяется для давления от 25кг/см²

Выступ-Впадина применяются для давления от 25кг/см² до 63кг/см²

Под линзовая прокладка или прокладка овального сечения более 63кг/см²

Шип-пас независимо от давления

Вопрос 3 Средства контроля измерения: приборы для измерения уровня, давления, температуры, расхода газа жидкости и пара.

Ответ: Контрольно измерительные приборы подразделяются на показывающие, самопишущие, интегрирующие.

Показывающими называются приборы, в которых результат измерения оценивается по положению указателя стрелки на шкале.

Самопишущие или регистрирующие называют такие приборы которые снабжаются устройством для автоматической записи значений измеряемой величины. Результат измерения обычно фиксируется в виде обычной линии на картограммных приборах.

Интегрирующими называют приборы, которые не только измеряют, но и суммируют величину измеряемого параметра во времени. Они снабжены суммирующим устройством (счётчиком) таким приборам относятся счетчики жидкости, газов, Эл. энергии.

Приборы измерения давления носят общее названия- манометры. В зависимости от вида и величины измеряемого давления манометры подразделяются на следующие типы:

А) манометры

Б) барометры

В) манометры избыточного давления

Г) вакуумметры

Д) дифференциальные манометры

Расходом называется масса (или объём) вещества (жидкости, газа, пара, твёрдого материала) проходящего через любое сечение трубопровода в единицу времени. Расход измеряется кубический метр в час м3/ч, литр в секунду л/с, тонна в час т/ч. Приборы для измерения расходов называются расходометрами. По методам измерения расходометры жидких и газообразных средств подразделяется на разновидности:

А) переменного перепада давления.

Б) постоянного перепада давления.

В) Эл. магнитные.

Г) ультразвуковые.

Д) тахометрические.

Е) пневмометрические.

Температура – термометры расширения называют такие приборы, в которых используются наблюдаемые при изменении температуры изменение объёма или линейных размеров тел. В зависимости от вида веществ использываемых в приборах термометра расширения подразделяются на жидкостные и деформационные.

Действия жидкостных термометров основано на принципе теплового расширения жидкости заключённой в стеклянный резервуар малого объёма.

Действия механических термометров основано на изменении линейных размеров твёрдых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

Диформационные термометры подразделяются на:

А) дилатометрические термометры

Б) биметаллические термометры

Биметаллических пластинок с различными коэффициентами линейного расширения.

Для измерения уровня жидкости в аппаратах работающих как под атмосферным, так и под избыточным давлением применяется дифференциальным манометром, уровнемеры поплавкового типа с поплавками легче либо тяжелее жидкости, ёмкостные уровнемеры, ультразвуковые, радиоактивные уровнемеры.

Билет № 3

Вопрос 1 Назначение и принципиальное устройство приборов КИП применяемых на установке. Устройство щита приборов КИП и средств автоматизации.

Вопрос 2 Съём установка болтов и шпилек, чистка и смазка резьбы, натирка резьбы сухим графитом. Обработка резьбовых поверхностей.

Вопрос 3 Запорная арматура устройство и принцип действия.

Билет № 4

Вопрос 1 Основные свойства жидкости. Понятия о гидростатическом давлении. Единицы его измерения.

Ответ: Плотность однородной жидкости это количество массы содержащие единицы её объема. Единица её измерения кг/м3.

Удельный объем – это объем жидкости занимаемый единицей её массы. Удельный объем – это величина обратная плотности. Единицы измерения м3/кг.

Вода пресная – 999кг/м3.

Бензин 680 – 780 кг/м3.

Нефть 760 – 900 кг/м3.

Сжимаемость жидкости – характеризуется коэффициентом объемного сжатия.

Температурные расширения – изменения объема жидкости при повышении температуры (температурное расширение характеризуется коэффициентом температурного расширения).

Давление насыщенных паров жидкостей – называют давлением, при котором пары жидкостей находятся в равновесии с жидкостью и число молекул переходящих из жидкости в пар равно числу молекул совершающих обратный переход.

Вязкость жидкости – Это свойство её воспринимать касательно усилия (силы трения).

Поверхностное натяжение – жидкости обусловлено силами взаимного притяжения, возникающими между частицами поверхностного слоя жидкости на границе раздела с другой жидкостью или газа и вызывающими напряженное состояние. Под действием указанных сил поверхность жидкостей оказываются как бы покрытой равномерно натянутой тонкой пленкой, которая стремится придать объему жидкости форм имеющую наименьшую поверхность.

Гидростатика называют раздел гидравлики, в котором изучается законы равновесия (покоя) жидкости и рассматривается практическое этих законов.

Гидростатическое давление – единица измерения – кг/см2 и Н/м2 (ньютон/м2).

Вопрос 2 Порядок сдачи/приема смены. Основные пребывания, предъявляемые к рабочему месту.

Ответ: Приём смены (вахты) – прежде чем принять вахту и приступить к исполнению своих обязанностей на рабочем месте оператор должен проверить:

1) состояние и исправность работающего и резервного оборудования, запорной арматуры, трубопроводов, предохранительных клапанов, контрольно-измерительных приборов.

2) Технологический режим работы установки.

3) Наличие сырой нефти и её качества.

4) Исправность действия вентиляционных установок.

5) Исправность и состояние противопожарного оборудования, систем пожара-тушения и давления воды и пара.

6) Лотки и колодцы, которые должны быть закрытые исправными крышками или плитами.

Оператор принимающий вахту обязан до приёма смены ознакомится со всеми указаниями и распоряжениями записанными в журнале, а так же записями предыдущих смен. О всех неполадках и неисправностях принимающий вахту обязан доложить старшему оператору и требовать от сдающего вахту устранить неисправности.

При сдаче смены оператор, сдающий вахту прежде чем уйти со своего рабочего места должен устранить все неисправности выявленные во время своей вахты. В случае возникновения аварийной ситуации оператор сдаёт вахту только с разрешения начальника смены. В случае не выхода на работу оператора принимающего вахту оператор сдающий вахту обязан остаться на рабочем месте на всю вахту или до тех пор пока ответственный ИТР (инженерно технический рабочий) не вызовет оператора.

Требования к рабочему месту— чистота и порядок, техническая документация должна быть заполнена, небыли потеряны документы, противопожарный инвентарь должен находится в полном комплекте, противогазы (шланговые, фильтрующие) должны быть в чистоте и исправности, территория установки должна быть убрана от разлива нефти. В зимнее время площадки и проходы должны быть очищены от снега, дорожки посыпаны песком.

Вопрос 3 Мероприятия подготовки технологической установки к ремонту.

Ответ:1) Установка останавливается (закрываются задвижки, прекращается приём нефти, останавливается насосный компрессор на оборудовании, и аппаратура освобождается от нефти в резервуарный парк.)

2) Устанавливаются заглушки (ТХУ отсекаются от действующих ТХУ на трубопроводах и аппаратах.)

3) Трубопроводы и аппараты пропариваются и охлаждаются.

После проведённого мероприятия составляется акт сдачи ТХУ в ремонт, который подписывается специалистами цеха и утверждается или начальником цеха или другим руководителем.

Билет № 5

Вопрос 1 Схемы взаимодействия контрольно измерительных приборов с исполнительными механизмами. Характеристика схем по исполнению.

Ответ: Схема взаимодействия может быть как на ручном управлении так и на автоматическом. Схемы взаимодействия предназначены: для автоматизации дистанционного контроля и управления технологическим процессом, для систем сигнализации и блокировок оборудования, для регистрации параметров (давления, температуры, уровня, и расхода).

Исполнение может быть: пневмоисполнение или электроисполнение.

Вопрос 2 Выбор крепёжных материалов (болтов или шпилек) для фланцевых соединений в зависимости от рабочего давления Рраб=1МПа (мега паскаль) 6,4 МПа

Ответ: Болты применяются для фланцевых соединений на рабочее давление Рраб=1МПа, шпильки применяются для фланцевых соединений 6,4МПа. Примечание: 1МПа=10кг/см2 6.5МПа=64кг/см2

Не допускается изготавливать крепёжные детали из:

А) кипящей стали

Б) полуспокойной стали

В) бессемеровской стали

Г) автоматной стали.

При изготовлении шпилек, болтов и гаек твёрдость шпилек и болтов должна быть выше твёрдости гаек.

Не > (менее) 10-15 НВ.

Материал заготовок или готового крепёжного изделия из качественных углеродистых, а так же теплоустойчивых и жаропрочных ледированых сталей должны быть термообработаны.

Вопрос 3 Общее правило устройства сосудов и аппаратов, рабочее давление сосуда, предохранительное устройство.

Ответ: смотри конспект: Область применения и назначение правил.

ответственность

Порядок расследования аварий и несчастных случаев: О каждой аварии смертельном или групповом несчастном случае которые связаны с обслуживанием сосуда зарегистрированных в органах государственно-городского технического надзора (гор.гос.тех.надзора) их владелец обязан уведомить в орган гор.гос.тех.надзора и другие организации в соответствии с установленным порядком.

Билет № 6

Вопрос 1 Катализаторы в процессах гидроочистки.

Ответ: Гидроочистка— это технологический процесс в среде водорода с применением катализаторов для улучшения качества продуктов нефтепереработки (моторное топливо, бензин, керосин, дизельное топливо, а так же смазывающих масел и парафина).

Катализаторы. В промышленности для процесса гидроочистки широко применяются катализаторы:

А) алюмокобольтмолибденовые

Б) алюмоникельмолибденовые.

Каждый вид продукта требует применение катализаторов определённого типа. Катализаторы готовятся на основе оксидов и сульфидов металлов (никель, кобальт, молибден, хром, вольфрам). Все катализаторы гидроочистки довольно устойчивы к отравлению (понижается его активность). Несколько снижает активность катализаторов присутствие аксидоуглеродов. Большое значение для активности катализаторов имеет их структурное свойство (удельная поверхность, объём, и размер пор). В процессе гидроочистки катализатор теряет активность. Для её восстановления катализатор подвергают регенерации (восстановлению) окислительным выжигом кокса с его поверхности. В зависимости от состава катализатора избирают газа – воздушный или паро-воздушный способ регенерации.

Вопрос 2 Средства контроля и измерения прибора для измерения уровня, давления, температуры, расхода газа и жидкости.

Ответ: Контрольно измерительные приборы подразделяются на показывающие, самопишущие, интегрирующие.

А) манометры

Б) барометры

В) манометры избыточного давления

Г) вакуумметры

Д) дифференциальные манометры

А) переменного перепада давления.

Б) постоянного перепада давления.

В) Эл. магнитные.

Г) ультразвуковые.

Д) тахометрические.

Е) пневмометрические.

Диформационные термометры подразделяются на:

А) дилатометрические термометры

Б) биметаллические термометры

Биметаллических пластинок с различными коэффициентами линейного расширения.

Вопрос 3 Свойство углеводородов.

Ответ: (Нефть и газ состоит на 82-87% углерод, 11-14% водород и других компонентов).

Энтальпия, плотность, модельный объём, энтропия, вязкость, теплопроводность.

Энтальпия или теплосодержание насыщенного газа представляет собой количество теплоты необходимая для повышения температуры одного килограмма вещества от абсолютного 0 до заданной температуры.

Абсолютный 0 это (-273С)

Модельный объём это структура вещества.

Теплоёмкость это количество теплоты, которое необходимо сообщить веществу или его отнять что бы изменить его температуру на 1С.

Энтропия, так же как и энтальпия является функцией состояния рабочего тела (систем).

Теплопроводность это процесс распространения тепла в телах без перемещения их веществ.

Билет № 7

Вопрос 1 Регулирование режимов работы установки по показаниям приборов.

Ответ: По каждой технологической установке разрабатывается технологический регламент. На основании технологического регламента разрабатывается технологическая карта: «ведение технологического процесса».

Под автоматизацией производства понимается такая система применения приборов, устройств, механизмов и аппаратов при которой производственный процесс протекает по заранее заданному технологическому режиму без непосредственных физических усилий человека, а лишь под его контролем.

1) автоматический

2) дистанционный — заключается в следующем по показанию приборов оператор с помощью определённых механизмов находящихся на щите в операторной сам вмешивается в процесс и осуществляет регулировку параметров (давления, температуры).

КЛАПАННАЯ СБОРКА

3. по месту (местное), (сам крутишь).

Вопрос 2 Технологический процесс промывки оборудования и смены смазочных материалов.

Ответ: После разборки оборудования, детали промываются. Перед промывкой детали очищают от нагара, грязи и масла. Нагар можно удалить следующими способами:

1) механическим — скребками, шаберами или стальными щетками.

2) Химическим – погружение деталей в ванную с специальными растворами. Наиболее распространен моющий раствор составленный из расчёта 24гр каустической соды, 35гр концентрированной соды, 1,5гр жидкого стекла и 25гр жидкого мыла. Температура такого раствора должна поддерживаться в пределах 80-90С длительность промывки составляет 2-3 часа после обработки растворов, детали промывают в горячей воде.

3) Промывка в керосине- промываемые детали загружают в герметичный ящик с керосином. Рекомендуется использовать 2 ящика (один для предварительной промывки, другой для окончательной) и затем после промывки детали протирают насухо.

4) Пропаривание деталей.

Очистка аппаратуры производится при помощи пропарки, промывки, и очистки.

Смена смазочных материалов на насосном компрессорном оборудовании производится во время плановых ремонтов (текущем, среднем, капитальном). После остановки оборудования масло сливается из системы, производится очистка масел бака от грязи и других отложений, протираются ветошью насухо, производится смена фильтров тонкой очистки масла. После замены фильтров закачивается масло в маслобак и производится прокачка масла по всей системе. После того как закачали масло, берётся масло для лабораторного исследования при положительных результатах анализа оборудование можно запускать.

Вопрос 3 Причина коррозии аппаратов и оборудования на установке. Мероприятия по предупреждению коррозии.

Ответ: Коррозия-это разрушение твёрдого тела, вызванное химическими или электрохимическими процессами, развивающимися на его поверхности при взаимодействии с внешней средой.

Нефть и газ содержат агрессивные вещества: 1. сероводород, 2. кислоты, 3. реагенты, 4. углекислый газ, и т.д. то есть создают благоприятную среду для химической коррозии металла. В результате химической коррозии происходит разрушение металла в стенах трубопровода и аппаратов.

Электрохимическая коррозия — представляет собой взаимодействие металла с раствором электролита, при котором ионизация атомов металла и восстановление окислительного компонента протекают не в одном акте, а их скорость зависит от величины электронного потенциала металла.

Электрохимической коррозии — подвергнуты магистральные трубопроводы и резервуары с большой ёмкостью продукта (вынос потенциалов молекул с наружной стенки трубы и резервуаров).

Мероприятия по предупреждению коррозии в процессе эксплуатации для защиты металла оборудования от коррозии последнее время применяется ингибитор.

1)Ингибиторами – называют вещества, которые при введении в коррозионную среду не в значительном количестве незаметно снижает скорость коррозии. Например: до введения ингибиторов скорость коррозии составляет 4-5мм в год, после применения 0,1-0,2 мм в год.

2) Изготовление оборудования из лидированых сталей (нержавеющие стали).

3) Из цветных металлов (внутреннее покрытие покрывается).

4) Не металлические материалы (пластмассы).

5) Катодная (-) защита (на трубу подаётся катод (-) на железо анод (+)). Катод является металл защищаемого объекта, анодом металл протектора (заземлитель). Разновидностью катодной защиты является протекторная защита.

От действия внешней среды применяется покраска оборудования.

Билет № 8

Вопрос 1 Регулирование режима работы установки по показаниям приборов.

1) автоматический

КЛАПАННАЯ СБОРКА

3. по месту (местное), (сам крутишь).

Вопрос 2 Мероприятия технического обслуживания установок.

Ответ: Система планового предупредительного ремонта (ППР) технологического оборудования.

Система ППР – это совокупность организационно технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудованию проводимых по заранее составленному плану и способствующих увеличению его долговечности при оптимальных рабочих параметрах предупреждению аварий повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта.

Положение ППР предусматривает следующие виды ремонта и межремонтного обслуживания:

1) межремонтное обслуживание

2) техническое обслуживание

3) текущий ремонт

4) средний ремонт

5) капитальный ремонт.

Техническое обслуживание-это комплекс работ по контролю за техническим состоянием оборудования, своевременном предупреждении, проявлением неисправности, замене быстро изнашивающихся деталей, что влечёт за собой незначительную разборку оборудования. При этом уточняется объём подготовительных работ для проведения текущего, среднего, и капитальных ремонтов. На период технического обслуживания оборудование выключается из технологического цикла (останавливается). При этом выявляются и немедленно устраняются только такие неисправности оборудования при наличии которых нельзя его нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Техническое обслуживание осуществляет ремонтный персонал под руководством механика ремонтной службы.

Вопрос 3 Приём и сдача вахты в соответствии с установленными правилами.

7) состояние и исправность работающего и резервного оборудования, запорной арматуры, трубопроводов, предохранительных клапанов, контрольно-измерительных приборов.

Технологический режим работы установки.

9) Наличие сырой нефти и её качества.

10) Исправность действия вентиляционных установок.

11) Исправность и состояние противопожарного оборудования, систем пожара-тушения и давления воды и пара.

12) Лотки и колодцы, которые должны быть закрытые исправными крышками или плитами.

Билет№9

Вопрос 1 Процесс гидрокрекинга, катализаторы процесса.

Ответ: Назначение: процесс гидрокрекинга предназначен для получения светлых нефтепродуктов(бензина, керосина, дизельного топлива, а так же сжиженных газов (пропана-бутана)) при переработке под давлением водорода нефтяного сырья.

Сырьё и продукция. В качестве основного сырья гидрокрекинга используется дистилятный продукт вакуумной перегонки мазута- остатка атмосферной перегонки нефти в отдельных случаях на гидрокрекинг направляют тяжелый бензин с целью получения пропана, бутана и пентана. Основными продуктами гидрокрекинга являются: бензиновые, керосиновые и дизельные фракции в отдельных случаях сжиженные газы – пропан и бутан и очищенные остаточные фракции — исходное сырьё для каталитического крекинга и производства смазочных масел. Побочными продуктами является сероводород и углеводороды метан и этан.

Катализаторы. В современных процессах гидрокрекинга наибольшее распространение получили катализаторы в виде оксидов и сульфидов, молибдена, никеля, кобальта, ванадия. Основой катализатора является оксид алюминия или Алюмосиликаты.

Технологический режим. Большинство промышленных установок гидрокрекинга работают под давлением 150-170 кг/см2 с циркуляцией водорода содержащего газа в котором объёмное содержание водорода 80-85%.

Технологическое оборудование.

Блоки:

1) реакторный

2) стабилизации

3) очистки газов от сероводорода

4) компрессорный.

Оборудование:

1) трубчатая печь

2) реактор

3) теплообменники

4) воздушный холодильник

5) сепараторы

6) колонны

7) абсорберы

центробежный компрессор.

Мощность установок составляет в пределах от 300.000 до 1.000.000 тон в год.

Вопрос 2 Подготовка к пуску реактора (конвектора, десорбера, адсорбера).

Ответ: Реактор – называют аппараты в которых протекают химико-технологические реакции с массопереносом, (дефузией). В нефтеперерабатывающей промышленности характерным видом реакторного оборудования являются реакторные блоки Кретинга с движущимся слоем шарикового или порошкового катализатора.

Перед пуском реактора всю систему, работающую под водородом опресовывают на рабочее давление. При этом все стыки обмыливают и устраняют обнаруженные пропуски. Для полного удаления воздуха из системы устанавливают режим циркуляции инертного газа. После того как наладили режим циркуляции инертного газа, постепенно строго-нормировано поднимают температуру и при достижении 300С делают горячую обтяжку фланцевых соединений.

Готовность аппарата к приёму газа или конденсата. Последовательность приёма газа:

1) производится наружный осмотр аппарата

2) проверяется состояние арматуры, фланцевых соединений, КИП, предохранительных устройств

3) собирается технологическая схема

4) открывается задвижка на свечу (в атмосферу)

5) и после этого медленно и осторожно открывается задвижка подачи газа в аппарат с давлением не более 1кг/см2. таким образом вытесняется воздух из аппарата и замещается газом. Во время продувки берётся анализ газовой смеси на содержание кислорода. Как только содержание кислорода в смеси будет не более 1% продувка прекращается. Закрывается задвижка продувки на свечу.

Вопрос 3 Технологический регламент. Понятие о технологических параметрах. Основные технологические параметры процесса.

Ответ: Технологический регламент является основным техническим документом определяющим рецептуру и конструкцию изделий, режимы и порядок проведения операций технологического процесса. Безусловное соблюдение всех требований технологического регламента является обязательное и обеспечивает надлежащее качество выпускаемой продукции, рациональные и экономичные ведения производственного процесса, сохранность оборудования и безопасность работы.

Технологический регламент включает следующие разделы:

1) Характеристика изготовляемой продукции исходного сырья, материалов и полуфабрикатов.

2) Описание технологического процесса, и технологическая схема производства.

3) Нормы технологического режима.

4) Возможные неполадки технологического процесса. Причины и способы устранения.

5) Основные положения пуска, остановки объекта при нормальных условиях.

6) Аналитический контроль производства.

7) Основные правила безопасного ведения технологического режима.

Правила аварийной остановки производства.

9) Отходы производства (сточные воды и выбросы в атмосферу).

10) Перечень обязательных инструкций.

11) Спецификация оборудования.

12) Принципиальная технологическая схема.

Билет № 10

Вопрос 1 Виды металлических резервуаров и оснащение их противопожарной арматуры и измерительными приборами.

Ответ: Резервуары предназначены для приёмки, хранения отпуска, учёта нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями.

Резервуары- это мера вместимости со своими градуированными характеристиками. Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы: повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов находящиеся в эксплуатации различные по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров).

Расположение резервуаров — наземное и подземное.

Формы — вертикальные цилиндрические, горизонтально-цилиндрические, сфероидальные, специальные.

Виды соединений листовых конструкций – сварные и клёпаные; и от способа монтажа- полистовой и рулонной сборки.

Вертикальные — цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости – от 100- 50.000м3

2) по расположению — наземные, подземные

3) по давлению в газовом пространстве- без давления, с избыточным давлением до 0,002мПа и повышенным давлением до 0,07мПа

4) по конструкции покрытия — со стационарным покрытием, и плавающей крышей.

Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости – от 3-200м3

2) по расположению – наземное и подземное

3) по давлению в газовом пространстве – без давления и с избыточным давлением.

На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующие оборудования:

1) приборы контроля и сигнализации

2) местное и дистанционное измерение уровня жидкости в резервуаре

3) сигнализаторы максимального уровня жидкости в резервуаре

4) дистанционное измерение температуры жидкости в резервуаре

5) пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожара – тушения

6) дистанционными сигнализаторами загазованности

7) указателями раздела Фаз(а) нефть – вода.

Все резервуары вместимостью 5.000м3 и более оборудованы автоматическими стационарными установками пенного тушения. На каждом резервуаре установлены стационарные пенные камеры (для подачи пены).

Первичные средства пожаротушения: огнетушители, лом, кирка, вёдра, песок.

Вопрос 2 Остановка установки или отдельного аппарата. Подготовка к ремонту.

Ответ:

1) Установка останавливается (закрываются задвижки, прекращается приём нефти, останавливается насосный компрессор на оборудовании, и аппаратура освобождается от нефти в резервуарный парк.)

2) Устанавливаются заглушки (ТХУ отсекаются от действующих ТХУ на трубопроводах и аппаратах.)

3) Трубопроводы и аппараты пропариваются и охлаждаются.

Вопрос 3 Отбор проб – продукта для анализа; ошибки искажающие результат анализа.

Ответ: Отбор проб – продукта производится в специальные пробоотборники. По графику утверждённым главным инженером или начальником цеха. (анализы делает хим-лаборатория).

Причины ошибки искажающие результаты анализа:

1) неисправность пробоотборника (пропуск запорных вентилей)

2) неисправность приборов который производит анализ.

Билет № 11

Вопрос 1 Основные процессы переработки нефти и газа.

Ответ:

1) первичная перегонка нефти

2) термические процессы

3) термокаталитические процессы

4) переработка нефтяных газов

5) очистка светлых нефтепродуктов (топлив)

6) производство масел

7) производство парафинов

производство ароматических углеводородов (растворители)

9) производство битумов

10) производство пластичных смазок (солидол, литол).

Поступающий на газоперерабатывающий завод нефтяной газ подвергается первичной переработки, которая заключается в проведении следующих технологических процессов:

1) сепарации

2) очистки

3) компримированию

4) осушки

5) отбензиниванию

6) фракционированию

7) производству серы и гелия

Сепарация газа.

Поступивший на завод газ проходит сепарацию при которой отделяется от выпавшей влаги углеводородного конденсата и механических примесей. Вода вместе с механическими примесями (песком и др.) дренируется в канализацию. Выпавший конденсат направляется в емкость или на установку очистки. Отсепарированный газ подвергается компремированию.

Компремирование газа.

Очищенный газ поступает на компрессорные станции, где сжимается до заданного давления необходимого для процесса отбензинивания и дальнейшего транспорта товарного газа по трубопроводу. Компримирование производят в несколько ступеней; после каждой ступени газ подвергается охлаждению в воздушных холодильниках. Выделившийся при сипарации газа углеводородный конденсат отводится на фракционирование (переработку).

Осушка газа.

Производится абсорбционным или адсорбционным способом.

Адсорбентами по извлечению влаги из газа является моно или диэтилен глюколия (жидкость).

В качестве твердого поглотителя влаги используют селикогель или циолиты (вещество в виде шариков).

Обензиневание газа.

Существует несколько способов извлечения из газа целевых углеводородов (пропана, бутана и тд.).

1) Компрессионный способ

2) Абсорбционный способ

3) Низкотемпературная конденсация

4) Низкотемпературная ректификация (переработка)

Вопрос 2 Электродвигатели, применяемые во взрывоопасных помещениях.

Ответ: Электрооборудование для взрывоопасных зон выбирают исходя из принципа его надежности против взрыва в условиях, как исправного состояния так и при вероятных повреждениях. Поэтому во взрывоопасных зонах стационарно установлены Эл. Двигатели с частями как искрящими по условиям работы так и не искрящими должны иметь следующие конструктивные исполнения взрывозащиты:

1) в зонах классов В–1, В–2 взрывобезопасная или продуваемое под избыточным давлением;

2) в зонах класса В–1а и для аварийной вентиляции в помещениях В–1б любое взрывозащищенное для соответствующих категорий и групп взрывоопасных смесей;

3) в наружных взрывоопасных установках В–1г в пределах взрывоопасной зоны любое взрывозащищенное исполнение, а в не взрывоопасной зоны закрытое или закрытое–обдуваемое с частями не искрящими по условиям работы;

Вопрос 3 Правила пользования персональными приборами (контроль за радиацией, содержание углеводорода в воздухе, наличие напряжения в электросетях и приборах)

Ответ: Радиация –применяется дозиметрические приборы.

Контроль за наличием сероводородов, углеводородов в воздухе – применяются как переносные и стационарные газоанализаторы.

Наличие в электросетях и приборах напряжения – проводит замеры только электротехнический персонал. Измерительные приборы – вольтметр, токаискатели, токаимерительные клещи.

Билет № 12

Вопрос 1 Измерение расхода жидкости. Водомер. Камерная диафрагма. Турбинные и лопастные счётчики. Измерение расхода жидкости в мерных емкостях.

Ответ: Измерения, расходы и количество жидкости имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без изменения расхода и количества сырья, полуфабрикатов, реагентов, целевых продуктов (бензин) невозможно соблюдение режима и правильное ведение технологических процессов.

Расходом называется – объём жидкости, газа, пара, твёрдого материала проходящего через любое сечение трубопровода или другое транспортное устройство в единицу времени.

Объёмный расход измеряется в кубических метрах в секунду (м3/с), (м2/час), (литр/сек)

Массовый расход измеряется кг/сек, кг/час, тонна/час

Приборы для измерения расходов называются – расходомерами.

Следует помнить, что показания расходомеров характеризует текущее или мгновенное значение расходов.

Для определения суммарного расхода транспортироваемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счётчики.

По принципу действия счётчики подразделяются на:

1) объёмные

2) массовые

3) скоростные

Для измерения количества жидкости наибольшее применение нашли объёмные и скоростные счётчики. Измерение расхода жидкости в мерных ёмкостях относится к старым методам измерения продукции. Например: кол-во нефти и воды, поступающие из скважины в индивидуальную сепарационную установку измеряется или в замерном тране или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делением или при помощи водомерного стекла установленного на мернике.

Наиболее современными методами измерения являются камерные диафрагмы турбинные и лопосные счётчики.

На нефтяных месторождениях наиболее распространены камерные диафрагмы. Когда газ проходит через суженое сечение диафрагмы его скорость увеличивается, а давление уменьшается. За диафрагмой происходит обратное: скорость газа уменьшается, а давление увеличивается. На этом принципе определяется расход. Принцип действия объёмных счетчиков, к которым относится турбинные и лопосные, основан на измерении определенных объёмов жидкости вытесняемых из измерительной камеры прибора под действием разности давлений и суммирования этих объёмов за конечный период времени.

Вопрос 2 Конструкции ректификационных колон.

Ответ: Для контактирования потоков пара газа и жидкости в процессах ректификации применяются аппараты различных конструкций, среди которых наибольшее распространение получили аппараты колонного типа.

Ректификационная колона состоит из следующих составных деталей:

1) опора

2) нижнее днище

3) цилиндрическая обечайка

4) верхнее днище

5) люки-лазы

6) штуцеры

7) вход-выход

уровнемерное устройство

9) предохранительное устройство

10) штуцера для установки датчика температуры, уровня, давления

Внутренняя часть колонны занимают:

1) перегородки

2) отбойники различных модификаций

3) тарелки

вопрос 3 Воздействие на организм человека сырья, продуктов переработки, катализаторов и реагентов. Меры предупреждения. Помощь пострадавшим от отравления.

Ответ: В определённых условиях добываемая нефть, природные нефтяные газы и содержащиеся в них сернистые соединения, а так же многие продукты переработки реагентов (бензин, керосин, дизельное топливо, метанол) могут проявлять свои токсические действия. Пары нефти и продуктов её переработки, а так же углеводородные газа действуют главным образом на центральную нервную систему. Признаки отравления этими веществами проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиению, общей слабостью и потери сознания.

Меры предупреждения от отравления:

1) работать в защитных противогазах (шланговых, фильтрующих, воздушных респираторах)

Техническое обеспечение производства вентиляции (приточной, вытяжной, аварийной)

Помощь пострадавшим: см. инструкцию «первая помощь при отравлении»

Билет № 13

Вопрос 1 Классификация нефтепродуктов.

Ответ: Нефтяные топлива (авиационные и автомобильные бензины, топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо, котельное топливо) применяют в двигателях различного назначения преобразующих тепловую энергию, которая получается при сгорании топлива в механическую, а так же в агрегатах и устройствах предназначенных для получения тепла.

Число показателей общих для всех видов топлива относятся:

1) фракционный состав

2) плотность

3) температура застывания

4) температура кристаллизации

5) давление насыщенных паров

а так же: присутствие соединений и элементов кол-во которых необходимо ограничивать (вода, сера, смолы, кислоты, мех.примиси и т.д).

фракционный состав (температура выкипания фракции) характеризует испаряемость топлива от которого зависит лёгкость запуска, приёмистость работы и экономичность двигателя, полнота сгорания интенсивность изнашивания.

Плотность является не только физико-химической характеристикой, зависящей от состава топлива, но и показателем косвенно отражающим количество энергии содержащейся в единице объема топлива.

Давление насыщенных паров характеризует наличие в топливе легких углеводородов и определяет его склонность к образованию паровых пробок интенсивность потерь от испарения при транспортировании и хранения.

Авиационные бензины- это топливо используют в поршневых авиационных двигателях с искровым зажиганием.

Автомобильные бензины- этот вид топлива используют в поршневых двигателях с искровым зажиганием установленных на наземной технике.

Реактивное топливо – используют в авиационных газотурбинных двигателях.

Дизельное топливо- используется в двигателях с воспламенением от сжатия, а так же в судовых газовых турбинах.

Мазуты – используют в наземных и судовых паровых установках и промышленных печах различного назначения.

Горючие газы – получаемые в процессе нефтепереработки, а также природные газы используют в качестве топлива промышленного и коммунально- бытового назначения и двигателях внутреннего сгорания.

Смазочные масла –применяются практически во всех областях техники. В зависимости от назначения выполняют следующие основные функции:

1) уменьшают коэффициент трения

2) снижают интенсивность изнашивания

3) защищают металл от коррозии

4) охлаждают трущиеся детали

5) уплотняют зазоры между сопрягаемыми деталями

6) удаляют с трущихся поверхностей загрязнение и продукты изнашивания

7) масла служат рабочими жидкостями в гидравлических передачах

электроизоляционной средой в трансформаторах, конденсаторах, масляных выключателях и т.д.

Пластичные смазки и пасты используют для обеспечения надежной работы узлов трения в тех случаях, когда смазывать их маслом нельзя из-за отсутствия герметичности или невозможности пополнения узла смазочным материалом. К этим смазкам относятся:

1) антифрикционные смазки

2) канатные смазки

3) уплотнительные смазки

4) защитные смазки

5) смазочно охлаждающие жидкости

6) битумы

7) парафины

вазелины

9) нефтяные коксы.

Вопрос 2 Устройство трубчатой печи, конструкция горелок, тепловая нагрузка, тяга в печи. Коксоотложение в трубах. Удаление кокса.

Ответ: Трубчатые печи являются основным оборудованием большинства установок нефтепереработки, газопереработки, подготовки нефти и газа.

Трубчатая печь состоит из основных элементов:

1) корпус

2) горелки

3) радиантный змеевик

4) конвекционный змеевик

5) дымоход

6) дымовая труба

7) предохранительные взрывные окна

гляделки

9) смотровые окна печи

10) система продувки змеевика паром

11) система паротушения

12) стационарные площадки для обслуживания оборудования

Беспламенная панельная горелка состоит:

1) корпус горелки

2) керамическая призма с тоннелями

3) трубка

4) инжектор

5) сопло для топливного газа

6) дроссель для воздуха

Тепловая нагрузка: важнейшей характеристикой печи является полезная тепловая нагрузка то есть кол-во тепла воспринимаемого сырьём в печи. Тепловую нагрузку в печи измеряют в кВт (киловаттах).

Тяга в печи: для нормальной работы в печи необходимо обеспечить подачу воздуха в топочную камеру для горения топлива. Движение газов через печь по всему газовому тракту и удаление продуктов сгорания в атмосферу. В трубчатых печах эти условия обычно обеспечиваются естественной тягой создаваемая дымовой трубой. При естественной тяге движущей силы обуславливающей движение дымовых газов является разность давления атмосферного воздуха и дымовых газов в трубе.

Очистка труб: очистку внутренних поверхностей, трубчатых змеевиков производят механическим способом или выжиганием отложившегося кокса.

Вопрос 3 Свойство углеводородов- температура кипения и давление насыщенных паров, критическая температура, давление и объём, коэффициент сжимаемости.

Ответ: Температура кипения – это температура, при которой начинается парообразование.

Давление насыщенных паров — это давление при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью. Если давление ниже давления насыщения из нефти, начинает выделятся растворенный в ней газ.

Критическая температура, давление и объём – состояние газа характеризуется давлением температуры и объёмом. Для идеальных газов соотношение между этими параметрами определяется основными законами газового состояния.

Закон: Бойле – Мариотта, закон Шарле, Гей-Люссака.

Коэффициент сжимаемости газов является одним из основных параметров при расчете потоков газовых смесей и характеризует отклонение законов реальных газов от закона идеального состояния газа.

Билет № 14

Вопрос 1 Сжиженные газы. Области применения.

Ответ: Основным производителем сжиженных газов являются газоперерабатывающие заводы. Заводы выпускают широкую фракцию лёгких углеводородов, пропан и пропан – бутановую смесь, то есть сжиженные углеводородные газы.

Сжиженные углеводородные газы выпускаются по технологии на установках низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации. Сжиженные углеводородные газы токсичны.

По степени воздействия на организм человека относятся к 4 классу опасности. Пары сжиженных газов могут скапливаться в низких и непроветриваемых местах так как их плотность больше плотности воздуха.

Углеводородные сжиженные газы образуют с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров в объёмных долях:

1) пропана от 2.1 – 9.5%

2) изобутан от 1.8-8.4%

Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны 300милиграмм/м3. Сжиженные углеводородные газы попадая на кожу человека вызывают обмораживание. Сжиженные углеводородные газы действуют на организм наркотически. Признаки наркотического действия: недомогания и головокружение.

Индивидуальным средством защиты являются противогазы (фильтрующие, шланговые) и воздушные респираторы с баллонами.

Сжиженные углеводородные газы применяются как сырьё для нефтехимической промышленности, так же в качестве топлива для коммунальных нужд, для технических нужд (газопламенная обработка металлов), а так же как топливо для автомобильного транспорта.

Пропан применяется в качестве хладагента в холодильных установках.

Сжиженные углеводородные газы являются насыщенными жидкостями при наличии свободной поверхности жидкой фазы. При этом всегда возникает двухфазная система (жидкость-пар), причём давление паров изменяется в зависимости от температуры жидкой фазы и может быть значительным при повышении температуры внешней среды.

Вопрос 2 Приборы для измерения температуры. Дифференциальные приборы. Принцип действия этих приборов.

Ответ: См. ксерокопию стр. 94-95, 210-211

Принцип действия дифференциальных приборов основан на перепаде давления.

Вопрос 3 Правила безопасности при отборе проб. Правила отбора проб из аппаратов работающих под давлением.

Ответ: См. инструкцию по безопасности труда при отборе проб нефти и нефтепродуктов в сборнике инструкций.

Билет № 15

Вопрос 1 Типы трубных решеток применяемых в кожухотрубчатых теплообменниках. Теплообменники типа «труба в трубе».

Ответ: Нефтеперерабатывающие нефтехимической, химической, газовой и других отраслях промышленностей большое распространение получили поверхностные теплообменные аппараты, позволяющие осуществлять теплообмен без смешения потоков теплоносителей. Из аппаратов этой группы в нефтепереработки наиболее широко применяются кожухотрубчатые теплообменные аппараты, аппараты воздушного охлаждения и теплообменники типа «труба в трубе». По назначению и конструктивному исполнению кожухотрубчатые теплообменные аппараты подразделяются на следующие виды:

1) теплообменники с неподвижными трубными решетками (см. рис. 3.29)

2) теплообменники с плавающей головкой (см. рис. 3.33)

Теплообменные аппараты типа «труба в трубе»:

Аппараты этой конструкции можно разделить на два основных вида: неразборные, разборные.

Неразборные аппараты- представляют собой блоки стандартных элементов (рис. 3.49) соединенных друг с другом по кольцевому и трубному пространству и связанных общей опорной металлоконструкцией в соответствии с проектом. Неразборные теплообменники типа «труба в трубе» предназначены для таких условий эксплуатации когда среда, проходящая в кольцевом пространстве не даёт отложений вызывающих необходимость механической очистки наружной поверхности теплообменных труб.

Разборные аппараты- в тех случаях когда на ряду с возможностью регулярной механической чистки внутренней поверхности теплообменных труб необходимо обеспечить возможность вынимать теплообменные трубы для их замены или механической очистки наружной поверхности от загрязнений применяют разборные теплообменники типа «труба в трубе» (см. рис. 3.51).

Вопрос 2 Как разрушить гидраты в трубопроводе?

Ответ: Гидраты природных и нефтяных газов образуются только при наличии в этих газах паров воды. Гидраты по внешнему виду похожи на рыхлый снег с желтоватым оттенком, представляют собой физико-химические соединения воды с углеводородными и не углеродными газами.

Пары воды могут насыщать газ до определенного давления, равного давлению насыщенного водяного пара при данной температуре. Это предельное содержание водяных паров при данной температуре называется «точка росы». Если содержание водяных паров превышает этот придел, то начитается их конденсация (т.е. переход в жидкое состояние).

При движении нефтяного и природного газа по газосборным сетям температура и давление его всегда падают с выделением углеводородного и водяного конденсата.

Углеводородный и водяной конденсат в пониженных местах газопровода образуют жидкостные пробки сильно снижающие пропускную способность этих газопроводов.

Кроме того при определенных термодинамических условиях газы в контакте с водным конденсатом образуют гидраты, которые отлагаясь на стенках труб уменьшают сечение в газопроводе.

Борьба с гидратообразованием углеводородных газов проводится как по линии предупреждения образования, так и в направлении ликвидации уже образовавшихся гидратов.

Образовавшиеся в газопроводе гидраты можно ликвидировать следующими способами:

1) Отключить участок газопровода где образовались гидраты и через продувочные свечи выпустить газ в атмосферу. Недостаток этого метода крайне медленное разложение гидратной пробки.

2) Подогрев газа. Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла ,т.к. газ при движении по газопроводам быстро охлаждается.

3) Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидрата образования. В качестве ингибиторов применяются:

А) метиловый спирт (метанол)

Б) гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль)

В) хлористый кальций и его растворы.

Вопрос 3 Запорно-регулирующая арматура и ее устройство. Принцип действия. Область применения.

Ответ: См. ксерокопию

Билет № 16

Вопрос 1 Гидроочистка бензиновых фракций.

Ответ: Назначение – улучшение качества, бензиновых фракций путем удаления серы, азота, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений в среде водорода на катализаторах.

Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозийную активность, улучшает цвет и запах.

В процессе гидроочистки широко применяются катализаторы ( алюмокобольт или алюмоникель), молибденовые катализаторы. Состав катализаторов оказывает существенное влияние на изберательность реакций. Каждый вид сырья требует применения катализаторов определенного типа. Все катализаторы гидроочистки довольно устойчивы к отравлению. Несколько снижает активность катализатора присутствие оксидоуглерода.

Реакции гидрирования протекает как на поверхности катализатора, так и внутри его пор.

Технологические схемы установок гидроочистки включают блоки:

1) реакторный

2) стабилизации

3) очистки газов от сероводорода

4) компрессорные.

Схемы установок различаются вариантом подачи водородосодержащего газа ( с циркуляцией или на проток), схемы узла стабилизации с обычной отпаркой при низком давлении с помощью печи или ребойлера, с поддувом водяного пара или нагретого водородосодержащего газа при повышенном давлении, с дополнительной разгонкой под вакуумом. Способом регенерации католизатора (газовоздушные или паровоздушные).

Мощность установок для гидроочистки бензина составляет от 300.000 – 1.000.000 тонн в год.

Вопрос 2 Оборудование криогенных процессов. Теплообменники. Конденсаторы. Холодильники.

Ответ: Криогенные процессы – процессы которые происходят при очень низких температурах.

Например: эти процессы применяются для разделения воздуха и получение жидкого кислорода, газообразного кислорода, жидкого азота и газообразного азота в блоках разделения воздуха.

Теплообменники, конденсаторы, холодильники предназначены для охлаждения конденсации, испарения жидкости газов или их смесей в криогенных процессах то есть процессах при очень низких температурах (-170)-(-180)С

Вопрос 3 Адсорбция, селикогель, цеолиты.

Ответ: Адсорбция – это технологический процесс осушки газа твердыми поглотителями (адсорбентами).

К адсорбентам относятся:

1) Селикогель – это высушенный желотинообраный диоксид кремния, на внешний вид полупрозрачные зерна или в виде гранул, шаровидной формы.

2) Алюмогель – это адсорбент представляющий собой смесь гидрата оксида – алюминия с полугидратами оксида алюминия. Внешний вид в виде гранул.

3) Синтетические цеолиты или молекулярное сито – по своему химическому составу являются водными алюмосиликатами щелочных или щелочно–земельных металлов и представляют собой пористые кристаллические вещества с размерами кристаллов в несколько микрометров. В смеси со связующими обычно глинами (15-20%) их формуют в таблетки, гранулы или шарики различных размеров, от 1–3 мм. Полученные гранулы подвергают термической обработке при высокой температуре ( 600-650^оС), в результате чего из цеолита полностью удаляется влага и цеолит становиться устойчив к механическим и тепловым воздействиям.

Билет №17

Вопрос 1 Аппараты для очистки газов от механических примесей.

Ответ: Для очистки природного газа от твердых и жидких примесей (минеральной пыли, продуктов коррозии конденсирующийся жидкой взвеси) на компрессорных станциях и сборных газораспределительных пунктах устанавливаются пылеуловители.

См. ксерокопию « конструкции пылеуловителя и его принцип действия».

Вопрос 2 Работа внутри технологического аппарата или установки.

Ответ: См. ксерокопию

Вопрос 3 Мероприятия подготовки оборудования к ремонту.

Ответ:

Билет № 18

Вопрос 1 Компрессоры для нефтяного газа.

Ответ: Нефтепромысловые газокомпрессорные станции (ГКС) предназначены для обеспечения транспорта нефтяного газа с промысла или с месторождения до потребителей (ГПЗ, Котельные, технологические печи и т.д.).

По своему назначению ГКС делятся на следующие:

компрессорная станции перекачивающие газ, первой ступени сепарации нефти при значительном удалении промысла от потребителей.

Компрессорной установки для сбора и компрессирования газа концевой ступени сепарации;

Компрессорные станции газлифтной эксплуатации месторождения;

Компрессорные станции для закачки газа в пласт.

Применяемые компрессоры:

1) центробежные

2) винтовые

3) поршневые.

Центробежные компрессоры с электроприводом марки К-380-103-1 и К-890-121-1

Винтовые 7-ВКГ (такад)

Поршневые 6ГМ и 10ГКН

Вопрос 2 Технический надзор по межремонтному обслуживанию оборудования и его значение. Виды ремонтов оборудования.

Ответ: На крупных предприятиях для надзора за эксплуатацией и техническим состоянием технологического оборудования (насосно — компрессорное оборудование, сосуды работающие под давлением, технологические трубопроводы, вентиляция, технологические печи, грузоподъёмные машины) создаётся служба технического надзора которая подчиняется главному механику.

Технический надзор заключается в обеспечении безусловного соблюдения действующих на предприятии правил и норм по промышленной безопасности.

Отдел тех.надзора проводит систематические запланированные осмотры, ревизии, технические освидетельствования и испытание действующего оборудования, а так же проверяют правильность и полноту выполнения ремонтных работ и соответствие нового оборудования к тех.условиям.

Виды ремонтов оборудования:

1) текущий

2) средний

3) капитальный

При текущем ремонте проводится комплекс плановых работ по ремонту или замене изношенных деталей (узлов) с целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования в установленных пределах рабочих параметров до следующего текущего ремонта.

Средний ремонт – аналогичен текущему, но отличается большим объёмом работ по замене деталей и узлов.

Капитальный ремонт – наибольший по объёму плановый ремонт при котором оборудование подвергают разборке в объёме необходимом для детального выяснения его состояния и производят ремонт и замену всех без исключения износившихся деталей и узлов. Результатом капитального ремонта является восстановление первоначальных технических характеристик оборудования.

Вопрос 3 Ограждения движущихся частей машин и механизмов. Основные требования, предъявляемые к предохранительным ограждениям.

Ответ: Все потенциально опасные места объектов нефте-газо добычи, нефте-газо переработки (открытые ёмкости, трансмиссии и т.д.) должны иметь ограждения закрывающие доступ к ним со всех сторон. Открывать дверцы ограждения или снимать ограждения следует после полной остановки механизма или оборудования. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки на место и надёжного закрепления всех съёмных частей ограждения.

Высота перильных ограждений должна быть не менее 1.25м (для приводных ремней не менее 1.5м) высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40см, а расстояние между осями смежных стоят не более 2.5м.

Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не менее 1.8м. механизмы высотой менее 1.8м ограждаются полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30х30мм. Сетчатое ограждение должно иметь металлический каркас.

Поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с ГОСТ.

Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования аппаратов и механизмов ограждаются или заключаются в кожухе такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковым устройством исключающим пуск и его работу при отсутствующем или открытым ограждении.

Билет № 19

Вопрос 1 Система сбора и подготовка газа и конденсатор.

Ответ: Система сбора природного газа. Сбор продукции добываемый из газовых скважин осуществляется по специальной проложенной для этой цели газосборной сети которая включает газопроводы – шлейфы соединяющие устья скважин замерными устройствами с установками предварительной подготовки газа, промысловый газосборный коллектор к которому подключены шлейфы от отдельных скважин, сборные пункты и установки комплексной подготовки газа. Кроме того на газоконденсатных месторождениях имеется ингибито- проводы, водопроводы, конденсато- проводы. Промысловые газосборные сети классифицируются по конфигурации промыслового газосборного коллектора которая зависит от расположения скважин на газоносной структуре и способа сбора газа. Газ может собираться в общий коллектор для подачи его непосредственно в магистральный газопровод или на установки комплексной подготовки газа. На одном и том же месторождении может быть раздельный сбор газа в зависимости от его состава, от давления, а так же в других случаях. Независимо от того раздельно или совместно собирается газ газосборные коллекторы подразделяются на линейные, лучевые и кольцевые.

Линейно газосборная сеть состоит из одного прямолинейного коллектора. Она применяется при разработке вытянутых газоносных площадей с небольшим числом (2-3 рядов скважин).

Если газосборные коллекторы сходятся в одной точке виде лучей то газосборная сеть называется лучевой. Эта схема используется при значительном числе скважин размещённых на большей площади.

Кольцевая газосборная сеть является замкнутым коллектором и огибает газоносную площадь. Такая схема применяется в тех же случаях что и лучевая. Кольцевая газосборная сеть по сравнению с линейной придаёт схеме сбора большую маневренность: при выходе из строя одной ветки коллектора она даёт возможность пускать потоки газа по другой, что позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа в магистральный газопровод.

Кроме перечисленных трёх форм газосборной сети могут быть различные варианты смешанной формы.

Промысловая подготовка природных газов в составе которых отсутствуют сернистые соединения производятся по следующей системе:

Отсепарированный и осушенный газ из установки комплексной подготовки газа направляется на головной газосборный пункт и оттуда в магистральный газопровод, а выпавший газовый конденсат на газоконденсатный перерабатывающий завод.

Вопрос 2 Насосы для перекачки сжиженных газов. Конструкция и принцип действия торцовых уплотнений.

Ответ: Для перекачки сжиженных газов применяются центробежные герметичные электронасосы марок ХГВ, ЦНГ или ЦГ и НК (с торцовыми уплотнениями).

Устройства и назначение уплотнений: торцовые уплотнения представляют собой герметизирующее устройство в котором плоские уплотняющие поверхности (торцовые поверхности втулок) расположена перпендикулярно оси вращения, а усилие удерживающие эти поверхности в контакте направлены параллельно оси вала.

Уплотнение состоит из неподвижных поверхностей, которые связаны с корпусом насоса (неподвижная втулка) поверхности вращающихся вместе с валом (вращающаяся втулка) и дополнительных деталей необходимых для обеспечения постоянного контакта уплотняющих поверхностей основных деталей.

Вопрос 3 Запорная арматура. Устройство и принцип действия.

Ответ: См. ксерокопию по запорной арматуре.

Билет № 20

Вопрос 1 Классификация методов разделения компонентов нефти и газа.

Ответ: Современные нефте и газоперерабатывающие предприятия представляют собой комплекс мощных установок первичной переработки нефти и газа, каталитического крекинга, гидроочистки, реформинга, депарафинизации масел, производство битума и др., оснащенных современным оборудованием. Значительные расширения ассортимента нефтепродуктов и дальнейшее повышение требований к их качеству обусловили необходимость использования широкой гаммы процессов химической технологии при переработке нефти и газа; имеются ввиду такие процессы как ректификация, абсорбция, экстракция, адсорбция, сушка, отстаивание, фильтрование и др., а также различные химические и каталитические процессы: пиролиз, каталитический крекинг, реформинг, гидроочистка и др. Это позволило ориентировать нефтегазопереработку на обеспечение народного хозяйства не только топливом, маслами и др. товарными продуктами, но и дешевым сырьем для химической и нефтехимической промышленности производящих различные синтетические продукты: пластик, каучуки, химические волокна, спирты, синтетические масла и др.

В основу классификации основных процессов могут быть положены различные принципы, однако ввиду большого разнообразия этих процессов представляется наиболее целецеобразным классифицировать их по способу создания движущей силы процесса. В этой связи основные процессы химической технологии можно разделить на следующие классы:

1) массообменные или диффузионные процессы связанные с переходом вещества из одной фазы в другую за счет диффузии. К этому классу процессов относятся: перегонка, ректификация, абсорбция, экстракция, адбсорбция, сушка, кристаллизация и др.

2) гидродинамические или гидромеханические процессы связанны с обработкой неоднородных систем жидкости и газов. К этим процессам относятся различные виды отстаивания, фильтрования, перемешивания, течение газа или жидкости через слой сыпучих материалов.

3) механические процессы связаны с обработкой твёрдых материалов, сюда относятся процессы измельчённые рассева, транспортирования, дозирования, смешивания.

4)тепловые процессы связаны с передачи тепла от одного тела к другому. К ним относится нагревание, охлаждение, испарение, конденсации, плавление, затвердевание.

5) химические процессы связаны с превращением обрабатываемых материалов, целью которого является получение новых соединений. К этому классу относятся термокаталитические процессы: каталитический крекинг, пиролиз, реформинг, гидроочистка и др.

6,7) периодические и непрерывные процессы.

Вопрос 2 Типы и принцип работы тарелок применяемых в аппаратах колонного типа.

Ответ: В ректификационных и абсорбционных колонах применяются тарелки различных конструкций с существенно различающимися по своим рабочим характеристикам и технико-экономическим данным.

В промышленности применяются следующие типы тарелок: колпачковые, клапанные, s-образные , прямоточные, струйные, провальные и т.д. При практическом применении тарелки ряда конструкций различаются отдельными элементами, но равноценны по своим основным показателям. Можно сформулировать ряд общих принципов, которые позволяют ориентироваться во всём многообразии конструкций тарелок и производить их предварительную оценку. По способу передачи жидкости с тарелки на тарелку различают два основных типа: тарелки со специальными переточными устройствами и тарелки провальные.

У тарелок со специальными переточными устройствами жидкость перетикает с тарелки на тарелку через специальные каналы причем отдельно от потока пара.

У тарелок провального типа пар и жидкость проходит через одни и те же каналы при этом места стока жидкости и прохода паров перемещается по площади тарелки.

Вопрос 3 Подготовка к пуску установки; записи в журнале о готовности установки (после ремонта).

Ответ: Что бы запустить установку после ремонта необходимо:

1) оформить акт сдачи установки в эксплуатацию после ремонта

2) разработать мероприятие по пуску установки

3) издать приказ или распоряжение по пуску установки из ремонта.

Всё

Конец

Министерство
образования и науки Самарской области

Государственное бюджетное
образовательное учреждение

среднего
профессионального образования

«Губернский
колледж г.Сызрани»

Технический
профиль

Методическое пособие

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

ПМ 01 Эксплуатация технологического

оборудования.

ПМ 05 выполнение работ по профессии

Оператор технологических установок

Сызрань.

2018 год

Методическое
пособие по темам ПМ 01 «Эксплуатация технологического оборудования,

ПМ 05 выполнение работ по профессии Оператор технологических установок

( название
методической разработки)

Краткая
характеристика Методического пособия

В настоящем
методическом пособии представлены виды
технологических трубопроводов, правила эксплуатации, требования к обслуживанию,
подготовка их к ремонту и испытанию. Предназначено для обучающихся СПО «ГК г.
Сызрани» по специальности 240134.51 Переработка нефти и газа при обучении профессиональному
модулю ПМ 01. Эксплуатация технологического оборудования и ПМ 05 выполнение
работ по профессии Оператор технологических установок.

Методическое
пособие позволит сформировать у обучающихся знания и практические навыки при
эксплуатации оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Составитель:
Леонтьева Наталья Юрьевна – преподаватель спец. дисциплины.

ОДОБРЕНО
НА ЗАСЕДАНИИ ПЦК

Переработка нефти и газа. Экология

(
название комиссии)

Председатель
_____________________ В.В. Мокеева

Ф.И.О

Протокол
№ __________ от «____»__________2018 г

Методист
технического профиля _______________ Л.Н. Барабанова

Ф.И.О.

«УТВЕРЖДАЮ»

Заместитель
директора по УПР

Руководитель
технического профиля __________________ В.В. Колосов

Содержание

1.
Учебная цель

1.1. Концепция, основные термины

2. Содержание учебного
элемента

2.1. Общие понятия

2.2. Трубопроводная арматура

2.3. Конструктивные элементы арматуры

2.4. Надзор за трубопроводами в процессе эксплуатации.

2.5. Методы контроля

2.6. Испытание трубопроводов на прочность и плотность.

2.7. Техническая документация на трубопроводы

4. Контрольные вопросы

Технологические трубопроводы

1. Учебная цель

Целью обучения темы «Технологические
трубопроводы» является научить обучающихся классификации, видам технологических
трубопроводов, правилам эксплуатации, требованиям к обслуживанию, подготовке их
к ремонту и испытанию.

1.1. Концепция, основные термины

Определение технологических трубопроводов, их классификация. Расположение
трубопроводов. Элементы трубопроводов. Разделение трубопроводной арматуры на:
запорную, регулирующую, предохранительную. Типы присоединения арматуры к
трубопроводам. Конструктивные элементы арматуры. Эксплуатация и ремонт
технологических трубопроводов.

Трубопровод
— сооружение из труб, деталей трубопровода, арматуры, плотно соединенных между
собой, предназначенное для транспортирования газообразных и жидких продуктов.

Технологическими называют трубопроводы промышленных предприятий, по
которым транспортируют сырье, полуфабрикаты, готовые продукты, пар, воду,
топливо, реагенты и другие материалы, обеспечивающие выполнение технологического
процесса и эксплуатацию оборудования, отработанные реагенты, газы, различные
промежуточные продукты, полученные или использованные в технологическом
процессе, отходы производства.

Соединение фланцевое — неподвижное разъемное соединение трубопровода, герметичность
которого обеспечивается путем сжатия уплотнительных поверхностей
непосредственно друг с другом или через посредство расположенных между ними
прокладок из более мягкого материала, сжатых крепежными деталями.

Соединение сварное — неподвижное соединение трубопровода, герметичность
которого обеспечивается с использованием сварки.

Отвод — фасонная деталь трубопровода, обеспечивающая
изменение направления потока транспортируемого вещества.

Тройник — фасонная деталь трубопровода для слияния или деления
потоков транспортируемого вещества под углом 90⁰С.

Штуцер — деталь, предназначенная для присоединения к
трубопроводу арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.п.

Переход — фасонная деталь трубопровода, предназначенная для
расширения или сужения потока транспортируемого вещества.

Участок трубопровода — часть технологического трубопровода из одного
материала, по которому транспортируется вещество при постоянном давлении и
температуре.

Трубопроводная арматура — устройства, устанавливаемые на трубопроводах и обеспечивающие
управление потоками рабочих сред путем изменения проходного сечения.

Условный проход Ду — номинальный внутренний диаметр трубопровода,
обеспечивающий требуемую пропускную способность.

Условное давление Ру — наименьшее избыточное давление при температуре
вещества или окружающей среды 20⁰С, при котором допустима длительная
работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные
расчетом на прочность, при выбранных материалах и характеристиках их прочности,
соответствующих этой температуре.

Рабочее давление Рр — наибольшее безопасное избыточное давление, при
котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов.

Пробное давление Рпр — избыточное давление, при котором должно проводиться
гидравлическое испытание арматуры и деталей трубопроводов на прочность и
плотность водой при температуре не менее +5⁰С и не более +40⁰С.

2.
Содержание учебного элемента

Обучить обучающихся теории и практическому выполнению
работ по эксплуатации, ревизии, ремонту технологических трубопроводов и трубопроводной
арматуры.

2.1. Общие
понятия

Трубопровод — устройство, предназначенное для
транспортирования газообразных, жидких и сыпучих веществ.

В зависимости от транспортируемой среды применяются
названия водопровод, паропровод, воздухопровод, маслопровод, газопровод, нефтепровод,
продуктопровод и т.д.

Конструкция трубопровода должна быть надежной,
обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность его
полного опорожнения, чистки, промывки, продувки, наружного и внутреннего осмотра
и ремонта, удаления из него воздуха при гидравлическом испытании и воды после
его проведения.

Основной характеристикой любого трубопровода является
диаметр, определяющий его проходное сечение, необходимый для транспортирования
заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации (давлении,
температуры, скорости).

Все технологические трубопроводы с давлением до 100
кгс/см² включительно в зависимости от класса опасности транспортируемого
вещества (взрыво-пожароопасность и вредность) подразделяются на группы (А, Б,
В) и в зависимости от рабочих параметров среды (давление и температура) на пять
категорий (I,II,III.IV,V).

Технологические трубопроводы состоят из плотно
соединенных между собой прямых участков, деталей трубопроводов (отводов,
переходов, тройников, фланцев), прокладок и уплотнителей, опор и подвесок,
крепежных деталей (болтов, шпилек, гаек, шайб), запорно-регулирующей арматуры,
контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также тепловой и
антикоррозионной изоляции.

В зависимости от размещения на промышленном объекте
технологические трубопроводы подразделяют на внутрицеховые, соединяющие агрегаты,
машины и аппараты технологических установок цеха, и межцеховые, соединяющие
технологические установки разных цехов. Внутрицеховые трубопроводы называют
обвязочными, если они устанавливаются непосредственно в пределах отдельных
аппаратах, насосов, компрессоров, резервуаров и др. и соединяют их.

Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию,
большое число деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100м длины
таких трубопроводов приходится до 80-120 сварных стыков. Масса деталей, включая
арматуру, в таких трубопроводах достигает 37% от общей массы трубопровода.

Межцеховые трубопроводы, наоборот, характеризуются
довольно прямыми участками (длиной до несколько сот метров), сравнительно небольшим
количеством деталей, арматуры и сварных швов. Общая масса деталей в межцеховых
трубопроводах (включая арматуру) составляет 5%, а П-образные компенсаторы —
составляют около 7%

Технологические трубопроводы считаются холодными, если
они работают при среде, имеющей рабочую температуру t_p£ 50 ⁰C, и
горячими если температура рабочей среды > 50 ⁰С.

В зависимости от условного давления среды трубопроводы
подразделяются на вакуумные, работающие при абсолютном давлении среды ниже
0,1Мпа (абс) или от 0 до 1,5 Мпа (изб), среднего давления, работающие при
давлении среды от 1,5 до 10 МПА (изб). Безнапорными называют трубопроводы, работающие
без избыточного давления («самотеком»).

Соединения в трубопроводах для транспортирования
сжиженных газов должны осуществляться, главным образом, сваркой. В местах
установки арматуры, с целью присоединения ее к трубопроводу, могут быть
применены фланцевые соединения. Они могут быть использованы и в трубопроводах,
требующих периодической разборки в целях очистки или замены отдельных участков.
Сварка является наиболее целесообразным и надежным методом соединения стальных
трубопроводов и арматуры с трубопроводом. Она широко применяется в
трубопроводных системах различного назначения, но во многих случаях
используются и фланцевые соединения, обладающие своими достоинствами и
недостатками, как и разъемные соединения. В трубопроводах с малыми условными диаметрами
часто используются резьбовые соединения.

Расположение трубопроводов должна обеспечивать:

—
безопасность и надежность
эксплуатации в пределах нормативного срока;

—
возможность
непосредственного наблюдения за техническим состоянием;

—
возможность выполнения
всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов и испытанию;

—
изоляцию и защиту
трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молний и статического
электричества;

—
предотвращения образования
ледяных и других пробок в трубопроводе;

—
исключения провисания и
образования застойных зон.

По
методу прокладки труб трубопроводы или их участки подразделяют на следующие:

—
подземные — трубы прокладывают в траншее под землей;

—
наземные — трубы прокладывают на земле;

—
надземные — трубы прокладывают над землей на стойках,
опорах или с использованием в качестве несущей конструкции самой трубы;

—
подводные — сооружают на переходах через водные

препятствия (реки, озера и т.п.), а также при
разработ-

ке морских месторождений.

Вопросы к размышлению:

1. Какое давление называется рабочим?

2.
Каким требованиям должна
отвечать конструкция трубопровода?

3. Как подразделяются технологические трубопроводы в зависимости от размещения
их на промышленном объекте?

4. Какие технологические трубопроводы считаются холодными?

5.
Какие технологические
трубопроводы относятся к внутрицеховым?

6.
Какие трубы применяются
для транспортировки огне- и взрывчатых сред?

7.
Где допускается применение
фланцевых соединений в трубопроводах для транспортировки газов?

2.2. Трубопроводная арматура

Трубопроводная арматура,
устанавливаемая на трубопроводах или оборудовании, предназначена для
отключения, распределения, регулирования, смешения или сброса транспортируемых
продуктов.

По характеру выполняемых функций арматуру подразделяют
на классы: регулирующая, предохранительная, запорная и разная.

Запорная арматура предназначена для отключения потока
транспортируемого продукта (краны, вентили, задвижки и затворы поворотные).

Регулирующая – для регулирования параметров продукта изменением
его расхода (регулирующие вентили и клапаны, регуляторы прямого действия, смесительные
клапаны).

Предохранительная – для предохранения установок, аппаратов, резервуаров
и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные,
перепускные и обратные клапаны, а также разрывные мембраны).

По принципу действия арматура может быть автономной
(или прямого действия) и управляемой.

Автономной называется арматура, рабочий цикл которой
совершается рабочей средой без каких-либо посторонних источников энергии (регуляторы
давления прямого действия, кондесатоотводчики, газоотводчики).

Управляемой называется арматура, рабочий цикл которой
выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями
или приборами.

Управляемая арматура по способу управления
подразделяется на арматуру с ручным приводом (управление по месту), арматуру
приводную (двигателем), и арматуру с дистанционным управлением (на расстоянии).

Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика
или рукоятки, насажанных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или
через редуктор.

Арматура приводная снабжена приводом, установленным
непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, с
мембранным или с электрическим исполнительным механизмом ,пневматическим,
сильфонным пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим. Арматура под
дистанционное управление имеет управление от привода.

В зависимости от конструкции присоединительных
патрубков арматура подразделяется на фланцевую, муфтовую, цапковую и приварную.
Муфтовая и цапковая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с
условным проходом не более 50мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды.
Муфтовая и цапковая стальная арматура может применяться на трубопроводах для
всех сред при условном проходе не более 40мм.

Фланцевая и приварная арматура допускается к применению
для всех категорий трубопроводов.

Применяемая трубопроводная арматура должна
соответствовать требованиям ГОСТ12.2.063 « Арматура промышленная
трубопроводная. Общие требования безопасности». Основные типы присоединения
трубопроводной арматуры к трубопроводу показаны на рисунке 1.

Трубопроводную арматуру поставляют с
заводов-изготовителей комплектно с ответными фланцами, прокладками и крепёжными
деталями.

Выбор типа уплотнительной поверхности фланцев для
соединения трубопроводов зависит от транспортируемой среды и давления.

Для трубопроводов, транспортирующих вещества групп А
и Б технологических объектов I категории взрывоопасности, не допускается
применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью за исключением
случаев применения спирально-навитых прокладок.

a
-фланцевое (фланцы литые с соединительным выступом и плоской прокладкой);

б — фланцевое (фланцы
стальные приварные встык с уплотнением типа выступ-впадина с плоской
прокладкой);

в — фланцевое (фланцы
литые с уплотнением типа шип-паз

с плоской
прокладкой);

г — фланцевое (фланцы
стальные плоские приварные и плоской прокладкой);

д — фланцевое (фланцы
литые с линзовой прокладкой);

е — фланцевое (фланцы
стальные литые с прокладкой овального сечения);

ж — муфтовое;

з — цапковое.

По способу перекрытия потока среды арматура
подразделяется на следующие — задвижка- затвор в виде диска, пластины или клина
(перемещается возвратно-поступательно в своей плоскости, перпендикулярно к оси
потока среды (рис. 2).

1- запорный или регулирующий орган;

2- корпус;

3- уплотнительные поверхности корпуса.

Задвижки по типу
затвора подразделяют на клиновые и параллельные. Клиновая задвижка (рис.2)
имеет клиновой затвор, в котором уплотнительные поверхности расположены под
углом друг к другу. Они могут быть с цельным клином (жестким или упругим) и
двухдисковым. Параллельная задвижка может быть шиберной (однодисковой или
листовой) и двухдисковой с клиновым распором.

Вопросы к размышлению:

1.
На какие классы
подразделяется трубопроводная арматура по характеру выполняемых функций?

2.
Предназначение
предохранительной арматуры.

3.
Как подразделяется
управляемая арматура по способам

4.
управления?

5.
Назовите способы
перекрытия потока среды.

2.3. Конструктивные элементы арматуры

В различных конструкциях арматуры содержатся детали и
узлы, имеющие общее назначение и одинаковые названия (рис.8). К таким элементам
относятся следующие:

корпус – деталь, заменяющая отрезок
трубы длиной, равной расстоянию между торцами присоединенных фланцев или патрубков
под приварку к трубопроводу. Корпус вместе с крышкой образует герметически
изолированную от внешней среды полость, внутри которой перемещается затвор;

1 — корпус; 2 — затвор; 3 — шпиндель; 4 —
уплотнительная прокладка; 5 — нажимная втулка; 6 — маховик; 7 — сальник; 8 —
кольцевая прокладка; 9 — верхняя крышка; 10 — ходовая гайка; 11 — седло.

затвор — подвижная часть рабочего органа — деталь или
конструктивно объединенная группа деталей, предназначенная для герметичного
разъединения двух участков трубопровода путем перекрытия проходного отверстия в
проточной части корпуса;

Для герметичного перекрытия потока в корпусе предусмотрено
седло, снабженное уплотнительным кольцом. Оно может быть образовано металлом
корпуса, наплавкой коррозионно-стойкой стали, латуни или установкой уплотнительного
кольца из коррозионно-стойкой стали, латуни, никелевого сплава, пластмассы
путем запрессовки, на резьбе, зачеканкой и другими способами крепления.
Затвором в вентилях служит тарелка клапана (при малых размерах называется
золотником), в задвижках- клин или диск, либо два диска одновременно, в кранах-
пробка в виде конуса, цилиндра или шара.

крышка — деталь, используемая для герметичного перекрытия
отверстия в корпусе, через которое устанавливается затвор. В управляемой арматуре
крышка имеет отверстие под шпиндель;

шпиндель — деталь, представляющая собой стержень, имеющий
обычно трапецеидальную резьбу, при помощи которого происходит управление затвором.
Шпиндель, не имеющий резьбы, называют штоком.

Ходовая гайка имеет также трапецеидальную резьбу и
образует со шпинделем резьбовую пару для перемещения затвора и установки его в
требуемое крайнее или промежуточное положение (резьба самотормозящая).

сальник — устройство, предназначенное для герметизации
подвижного сопряжения крышки со шпинделем;

маховик — деталь (обычно отливка), имеющая вид обода со
ступицей, соединенной с ободом спицами. Служит при ручном управлении арматурой
для передачи крутящего момента, создаваемого руками, на шпиндель или ходовую
гайку арматуры. Маховик малых размеров изготовляется в виде сплошного диска.

2.4.
Надзор за трубопроводами в процессе эксплуатации.

2.4.1.Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность
его эксплуатации должны обеспечиваться постоянным наблюдением за состоянием
трубопровода и его деталями, своевременным ремонтом в объеме, определенном при
осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и
структурного изменения металла.

Рис.4.

2.4.2.Приказом по предприятию в каждом цехе (на каждой
установке) должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию
трубопроводов из числа инженерно-технических работников, обслуживающих эти
трубопроводы.

2.4.3.Технологические трубопроводы в зависимости от свойств
транспортируемой среды делятся на три основные группы А,Б,В, а в зависимости от
рабочих параметров среды ( давления и температуры) на пять категорий. При
отсутствии в таблице необходимого сочетания параметров используют параметр, по
которому трубопровод относят к более высокой категории (Приложение N3).

2.4.4.На технологические трубопроводы категорий I, II и III, а
также на трубопроводы всех категорий, транспортирующих вещества при скорости коррозии
более 0,5 мм/год начальник установки должен составить паспорт установленного
образца (Приложение N2).

Перечень документов, прилагаемых к паспорту:

·
схема трубопровода с
указанием условного прохода, исходной и отбраковочной толщины элементов
трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей,
установленных на трубопроводе, места спускных, продувочных и дренажных
устройств, сварных стыков (Приложение N3);

·
акт ревизии и отбраковки
трубопроводов (Приложение N4);

·
удостоверение о качестве
ремонта трубопроводов .

На остальные трубопроводы на каждой установке необходимо завести эксплуатационный
журнал, в котором должны регистрироваться даты проведенных ревизий и данные о
ремонтах этих трубопроводов (Приложение N5).

2.4.5.По каждой установке лицом, ответственным за безопасную
эксплуатацию трубопроводов, должен быть составлен перечень ответственных
технологических трубопроводов, выполненный в двух экземплярах: один хранится у
лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, другой – в
отделе технического надзора (Приложение N6).

2.4.6.В период эксплуатации трубопроводов одной из основных
обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение
за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей: сварных швов,
фланцевых соединений, включая крепеж, арматуру, изоляцию, дренажные устройства,
компенсаторы, опорные конструкций и т.п. Результаты осмотров должны
фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.

Рис.5.

2.4.7.Надзор за правильной эксплуатацией
трубопроводов ежедневно осуществляют инженерно-технические работники объекта,
периодически – служба технического надзора совместно с лицом, ответственным за
безопасную эксплуатацию трубопроводов, не реже чем один раз в 12 месяцев.

Вопросы к размышлению:

1. Как классифицируются
т/проводы в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды?

2. На какие технологические
т/проводы необходимо заводить паспорта установленного образца?

3. На какие технологические
т/проводы необходимо заводить эксплуатационный журнал установленного образца?

2.5.
Методы контроля

2.5.1.
Основной метод контроля за надежной и безопасной работой технологических
трубопроводов — периодические ревизии, которые проводит служба технического
надзора совместно с механиками и начальниками установок. Результаты ревизии
служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей
эксплуатации.

Сроки проведения ревизии
технологических трубопроводов указываются в проектах, в случае их отсутствия их
устанавливает ОТН в зависимости от скорости их коррозионно-эрозионного износа,
опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра, ревизии. Сроки
должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период
между ревизиями и не должны быть реже указанных в Приложении 7.

При
проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо
сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие
коррозии, эрозии, вибрации и других причин.

Рис.6.

К таким относятся участки, где
изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства,
а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно
скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно
не работающие участки).

2.5.2. Провести наружный осмотр
трубопровода.

Наружный осмотр
трубопроводов, проложенных открытым способом можно производить без снятия
изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает
сомнение, по указанию работника отдела технического надзора должно быть
проведено частично или полное удаление изоляции.

Рис.7.

Если при наружном
осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе
должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов — до
+60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

При обнаружении
дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен
быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с
указаниями «Типовой инструкции по организации проведения огневых работ на
взрывоопасных и взрыво-пожароопасных объектах», утвержденной Ростехнадзором РФ,
и дефекты устранены.

За своевременное
устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию
трубопроводов.

2.5.3.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях
(коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и
после нее, местах скопления влаги и коррозионных продуктов, вызывающих
коррозию, — застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках
внутрицеховых и межцеховых трубопроводов.

Рис.8

Число точек замера
для каждого участка (элемента) определяет отдел технического надзора при
условии обеспечения надежной ревизии трубопроводов.

На прямых участках
трубопроводов технологических установок длиной 20 м и менее и межцеховых
трубопроводов длиной 100м и менее должен быть выполнен замер стенки не менее
чем в 3 местах. Во всех случаях замер должен производится в 3-4 точках по
периметру, а на отводах не менее чем в 4-6 точках по выпуклой и вогнутой
частях.

Рис.9

Следует обеспечить правильность и
точность выполнения замеров, исключить влияние на них инородных тел (
заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.). Результаты замеров фиксируются в
паспорт трубопровода.

2.5.4. Метод обстукивания молотком.

Обстукиванию молотком подвергаются в
основном трубопроводы IV, V категорий.
Трубопроводы обстукивают по всему периметру трубы молотком массой 1,0-1,5 кг с
ручкой длиной не менее 400 мм с шарообразной шляпкой. Состояние трубы
определяют по звуку или вмятинам, которые образуются при обстукивании. Вопрос о
частичном или полном удалении изоляции при ревизии решает служба технического
надзора в каждом конкретном случае при условии обеспечения надежной ревизии.
Если по результатам обстукиваний нельзя точно судить о безопасной работе
трубопровода, ему необходимо замерить толщину стенки.

Рис.9

Провести внутренний осмотр участка
трубопровода проводят с помощью эндоскопа, лупы или других средств, если в
результате измерений толщины стенки и простукивания трубопровода возникли
сомнения в его состоянии; внутренняя поверхность при этом должна быть очищена
от грязи и отложений, а при необходимости — протравлена. При этом следует
выбирать участок, эксплуатируемый в неблагоприятных условиях (где возможны коррозия
и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменения направления потока, образование
застойных зон и т. п.). Демонтаж участка трубопровода при наличии разъемных
соединений проводят путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот
участок вырезают. Во время осмотра проверяют, нет ли коррозии, трещин,
уменьшения толщины стенок труб и деталей трубопроводов.

Рис.11

Вопросы к
размышлению:

1.
При проведении
ревизии т/проводов каким участкам необходимо уделять особое внимание?

2.
Сколько замеров
толщины стенки т/провода необходимо выполнять при проведении ревизии на прямых
участках трубопроводов технологических установок длинной 20 м и менее?

3.
Сколько замеров
толщины стенки т/провода необходимо выполнять при проведении ревизии на прямых
участках межцеховых трубопроводов длинной 100 м и менее?

4.
Сколько замеров
толщины стенки необходимо выполнять на отводах?

5.
Какова периодичность
проведения испытания т/проводов на прочность и плотность?

6.
Величина
отбраковочного размера для т/провода наружным диаметром 57 мм?

7.
Величина
отбраковочного размера для т/провода наружным диаметром 108 мм?

8. Какова величина отбраковочного размера
для т/провода наружным диаметром 219 мм?

9. Какова величина отбраковочного размера
для т/провода наружным диаметром 325 мм?

2.6. Испытание трубопроводов на прочность и плотность.

2.6.1.
Технологические трубопроводы необходимо подвергать испытанию на прочность и
плотность перед пуском их в эксплуатацию, после монтажа, ремонта, связанного со
сваркой, разборкой, после консервации или простоя более одного года, при
изменении параметров работы, а также периодически в сроки, равные удвоенной
ревизии.

После разборки
единичных фланцевых соединении, трубопровода, связанной с заменой прокладок,
арматуры или отдельного элемента трубопровода (тройника, катушки и т.п.) допускается
проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемая
арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на
прочность пробным давлением.

Трубопроводы групп
А,Б(а),Б(б) кроме испытаний на прочность
и плотность должны быть испытаны на герметичность (дополнительное пневматическое
испытание на плотность с определением падения давления за время испытания).

Вoздyшники отдельных
аппаратов и систем, работающих без избыточного давления и участки факельных
линий, а также короткие трубопроводы сброса непосредственно в атмосферу от
предохранительных клапанов на прочность и плотность не испытывают.

Испытание
трубопровода на прочность и плотность производят одновременно, оно может быть
гидравлическим или пневматическим. Следует применять преимущественно
гидравлическое испытание.

Испытание
проводят обычно до покрытия трубопровода тепловой или противокоррозионной
изоляцией. Допускается испытывать трубопровод с наложенной изоляцией, но в этом
случае монтажные стыки оставляют открытыми.

Вид
испытания и давление при испытании указывают в проекте для каждого
трубопровода. При отсутствии проектных данных вид испытания выбирает
техническое руководство предприятия (владелец трубопровода).

Перед
испытанием производят наружный осмотр трубопроводов. При этом проверяют
правильность установки арматуры, легкость открывания и закрывания запорных устройств,
а также снятие всех временных приспособлений и окончание всех сварочных работ и
проведение термообработки (в необходимых случаях).

Трубопровод
следует испытывать только после того, как он будет полностью собран на
постоянных опорах или подвесках, установлены врезки, штуцеры, бобышки,
арматура, дренажные устройства, спускные линии и воздушники.

Рис.12

Давление
при испытаниях следует измерять не менее чем по двум манометрам, установленным
в начале и в конце испытываемого трубопровода.

Манометры,
применяемые при испытании технологических трубопроводов, должны быть проверены
и опломбированы.

Испытание
трубопровода производят под руководством лица, ответственного за эксплуатацию
трубопровода, в присутствии представителя организации, выполнившей работу. Результаты
испытания фиксируют в «Удостоверения о качестве» или акте (если «Удостоверение»
не составляют), с последующей отметкой в паспорте трубопровода.

2.6.2. Проведение гидроиспытания.

Гидравлическое
испытание трубопровода на прочность и плотность проводят одновременно.

Для гидравлического
испытания используют воду при температуре от +5 до +40 °С или другие
некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные, невязкие жидкости, например керосин,
дизельное топливо, легкие масляные фракции.

При этом, во избежание
больших потерь жидкостей и быстрого обнаружения неплотностей на трубопроводе,
должен быть обеспечен тщательный надзор за возможными утечками.

Если необходимо проведение
испытаний при отрицательной температуре окружающего воздуха, следует применять
жидкости, температура замерзания которых ниже температуры проведения испытаний
из числа указанных выше.

Для проверки прочности
трубопровод выдерживают под пробным давлением в течение 5 мин, после чего для
испытания на плотность давление в нем снижают до указанного в
Приложении 8.

Для проверки плотности
при рабочем давлении трубопровод осматривают и обстукивают сварные швы молотком
массой 1—1,5 кг. Удары наносят по трубе рядом со швом с обеих сторон.

Рис.13

Обнаруженные при
осмотре дефекты (трещины, поры, неплотности разъемных соединений и сальников и
т. п.) устраняют только после снижения давления в трубопроводе до атмосферного.
После устранения обнаруженных дефектов испытание следует повторить. Подчеканка
сварных швов запрещается.

При одновременном
гидравлическом испытании нескольких трубопроводов на прочность должны быть
проверены общие несущие строительные конструкции.

Результаты гидравлического испытания на прочность и
плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло
падение давления по манометру и не появились течь и опотевание на элементах
трубопровода.

Вопросы к размышлению:

1. Какие виды гидравлических
испытаний проводятся для трубопроводов групп А,Б(а),Б(б)?

2. Какие среды применяются
для проведения гидравлических испытаний?

3. Каким давлением
необходимо производить испытание на прочность трубопроводы работающие с
давлением более 2 кг/см²?

4. Каким давлением
необходимо производить испытание на плотность трубопроводы работающие с
давлением более 2 кг/см²?

5. Какова продолжительность
проведения испытания на герметичность трубопроводов групп А,Б(а),Б(б)?

6. Каково допустимое
падение давления при проведении испытания на герметичность трубопроводов групп
Б(а),Б(б)?

7. Для ремонта трубопроводов
каких категорий возможно применение элементов трубопроводов не имеющих
сертификатов или паспортов?

8. Для каких трубопроводов
возможно применение арматуры не не имеющую паспортов и маркировки?

2.7. Техническая документация на
трубопроводы

На
технологические трубопроводы ведется следующая техническая документация:

1.
Перечень ответственных технологических трубопроводов по установке;

2. Паспорт трубопровода;

3. Акт периодического наружного осмотра трубопровода;

4.
Акт испытания технологических трубопроводов на прочность и плотность;

5.
Акт на ремонт и испытание арматуры;

6.Эксплуатационный
журнал трубопроводов (ведется для трубопроводов, на которые не
составляют паспорт)

7.
Журнал установки и снятия заглушек;

8.
Документация на предохранительные клапаны:

·
эксплуатационный паспорт на ППК;

·
технический паспорт на ППК, технический паспорт
цилиндрической пружины сжатия;

·
ведомость установочного давления

·
акт ревизии и регулировки.

Место
хранения технической документации определяется заводской инструкцией в
зависимости от структуры предприятия.

Формы
технической документации являются рекомендуемыми. В зависимости от структуры и
состава предприятия допускается вносить изменения при условии сохранения основного
содержания.

4.
Контрольные вопросы

1. Как классифицируются
трубопроводы в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой
среды?

2. На какие технологические
трубопроводы необходимо заводить паспорта установленного образца?

3. На какие технологические
трубопроводы необходимо заводить эксплуатационный журнал установленного
образца?

4. С какой периодичностью
обслуживающему персоналу необходимо делать записи в вахтенном журнале о
результатах осмотра трубопроводов?

5. При проведении ревизии трубопроводов
каким участкам необходимо уделять особое внимание?

6. Сколько замеров толщины
стенки трубопровода необходимо выполнять при проведении ревизии на прямых
участках трубопроводов технологических установок длинной 20 м и менее?

7. Сколько замеров толщины
стенки трубопровода необходимо выполнять при проведении ревизии на прямых
участках межцеховых трубопроводов длинной 100 м и менее?

8. Сколько замеров толщины
стенки необходимо выполнять на отводах?

9. Какова периодичность
проведения испытания трубопроводов на прочность и плотность?

10. Величина отбраковочного размера
для трубопровода наружным диаметром 57 мм?

11. Величина отбраковочного размера
для трубопровода наружным диаметром 108 мм?

12. Какова величина отбраковочного
размера для трубопровода наружным диаметром 219 мм?

13. Какова величина отбраковочного
размера для трубопровода наружным диаметром 325 мм?

14. Какие виды г/испытания
проводятся для трубопроводов групп А, Б(а), Б(б)?

15. Какие среды применяются для
проведения г/испытания?

16. Каким давлением необходимо
производить испытание на прочность трубопроводы работающие с давлением более 2
кг/см²?

17. Каким давлением необходимо
производить испытание на плотность трубопроводы работающие с давлением более 2
кг/см²?

18. Какова продолжительность
проведения испытания на герметичность трубопроводов групп А,Б(а),Б(б)?

19. Каково допустимое падение
давления при проведении испытания на герметичность трубопроводов групп
Б(а),Б(б)?

20. Для ремонта трубопроводов, каких
категорий возможно применение элементов трубопроводов, не имеющих сертификатов
или паспортов?

21. Для каких трубопроводов возможно
применение арматуры не имеющих паспортов и маркировки?

Что входит в должностные обязанности оператора технологических установок
- Обеспечение контроля оператором технологических установок
- Должностные обязанности оператора технологических установок
Как обеспечивается контроль работ повышенной опасности с учетом должностных обязанностей оператора технологической установки
- Остановка, пуск единичного оборудования, блока или отделения установки и установки в целом оператором технологических установок
Суть работы оператора технологических установок
Требования к навыкам и качествам оператора технологических установок
Обучение операторов технологических установок
Квалификационные разряды операторов технологических установок по ЕТКС
- Оператор технологических установок 2 разряда
- Оператор технологических установок 3 разряда
- Оператор технологических установок 4 разряда
- Оператор технологических установок 5 разряда
- Оператор технологических установок 6 разряда
- Оператор технологических установок 7 разряда
- Оператор технологических установок 8 разряда
Какая у оператора технологических установок зарплата
Плюсы и минусы работы оператора технологических установок
- Интересные темы:

Что входит в должностные обязанности оператора технологических установок

Должностные обязанности оператора технологических установок, как правило, включают в должностную инструкцию. Этот документ состоит из следующих разделов:

общие положения;
должностные обязанности, необходимые знания и умения для их выполнения;
права работника;
степень ответственности;
порядок пересмотра должностной инструкции. Оператор технологических установок 2, 3 и 4-го разрядов (в зависимости от категории установки)

Скачайте документы по теме:

Должностные обязанности оператора технологических установок включают ведение технологических процессов и обеспечение контроля исправного состояния основного рабочего и резервного оборудования на технологических установках, при этом должны соблюдаться следующие условия:

учитываться нормативы всех технологических режимов;
проводиться регулировка технологических режимов, что включает умение управлять распределенной системой непосредственного управления оборудования;
обеспечиваться проверка состояния исправности работы всего оборудования, а так же коммуникаций, герметичности соединений;
проводиться контрольные работы КИП, средств сигнализации;
вестись соответствующие записи в режимных листах, обеспечиваться внесение в листы значений всех параметров проведения процесса в точном соответствии с полученными показаниями приборов;
соблюдаться условия требуемой безопасности при эксплуатации технологического оборудования, трубопроводов и запорной или регулирующей арматуры.

Должностная инструкция оператора технологических установок 5, 6, 7 и 8-го разрядов (в зависимости от категории установки) с учетом требований профстандарта «Оператор технологических установок нефтегазовой отрасли»

Оператор технологических установок обязан осуществлять регулирование производительности блоков или отделений установки и при этом:

соблюдать нормативы установленных технологических режимов; обеспечивать регулировку установленных технологических режимов методами использования распределенных систем управления; обеспечивать непрерывный контроль работы КИП, средств сигнализаций и блокировок.

В должностные обязанности оператора технологической установки входит своевременное выявление и устранение любых отклонений установленных технологических процессов от определенного или заданного режима. Специалист обязан обеспечивать ведение технологического режима с учетом и в соответствии с нормами заданного технологического регламента:

по полученным показаниям всех контрольно-измерительных приборов и с учетом результатов анализов;
на основании контроля показаний основных контрольно-измерительных приборов, при исправной работе обслуживаемого оборудования;
обеспечивать ведение записей в режимных листах;
осуществлять пуск и остановку технологического оборудования.

Обеспечение контроля оператором технологических установок

В должностные обязанности оператора технологических установок входит контроль за:

выходом и качеством продукции;
количеством расхода реагентов и энергоресурсов;
качеством поступающего сырья;
исправностью и работоспособностью всех систем управления технологическим процессом, основных приборов контроля и автоматики.

Специалист обязан осуществлять вывод всего оборудования на нормальный технологический режим работы, принимать решения по воздействию на проводимый технологический процесс со стороны оператора, учитывать сырье и получаемую продукцию. Оператор ведет режимные листы, учитывает расход необходимого сырья, используемых реагентов, затраченных энергоресурсов, вспомогательных материалов, проводит контроль качества сырья и получаемой продукции. Оператор технологических установок 5, 6, 7 и 8-го разрядов (в зависимости от категории установки).

Справка.

Справка

Должностные обязанности оператора технологических установок

При определении должностных обязанностей оператора технологических установок за основу можно взять профстандарт «Оператор технологических установок нефтегазовой отрасли».

Оператор технологических установок осуществляет контроль исправности и обеспечения работоспособности систем управления технологическим процессом, а так же приборов контроля, автоматики, регистрирует и контролирует показания КИП, степень исправности технологического оборудования. В обязанности входит контроль четкости при обеспечении регистрации показаний на вторичных приборах, замена картограмм на вторичных регистрационных приборах. Оператор технологического оборудования 4-го разряда

Шаблон должностной инструкции

Как обеспечивается контроль работ повышенной опасности с учетом должностных обязанностей оператора технологической установки

Обязанности оператора технологических установок включают контроль за работами повышенной опасности, которые выполняет персоналом организации или работники подрядных организаций. Специалист обязан обеспечить контроль при проведении работ по техническому обслуживанию оборудования, контролировать проведение технического ремонта оборудования. Старший оператор транспортно-технологического оборудования реакторного отделения

Оператор так же проводит наружный и внутренний осмотр всех аппаратов, контролирует техническое состояние сварных и фланцевых соединений, запорной, регулирующей арматуры и опор после осуществления ремонтных работ. Оператор транспортно-технологического оборудования реакторного отделения РУ

Оператор технологических установок обязан обеспечивать проверку схем отключения технологического оборудования при передаче в капитальный ремонт, осматривать отремонтированные объекты, технологические агрегаты и все оборудование, закрепленное за рабочим местом. Оператор транспортно-технологического оборудования реакторного отделения РУ типа БН

Остановка, пуск единичного оборудования, блока или отделения установки и установки в целом оператором технологических установок

Остановка и пуск единичного оборудования или блока, отделения технологического оборудования или установки и установка в целом возложена на оператора технологических установок. Перед проведением работ специалист обязан осуществить проверку исправности оборудования, провести наружный и внутренний осмотр аппарата. Старший оператор транспортно-технологического оборудования реакторного отделения РУ типа БН

В должностные обязанности оператора входит пуск или остановка единичного оборудования, блоков, систем. Установка проводится в штатном или аварийном режимах. При выводе из режима единичного оборудования или блока в дальнейшем проводится подключение и вывод на заданный технологический режим. Специалист контролирует проведение последовательности всех операций. Старший оператор реакторного отделения

1. Общие положения 1.1. Должность «Оператор технологических установок 4-го разряда» относится к категории «Рабочие». 1.2. Квалификационные требования — полное или базовое общее среднее образование. Профессионально-техническое образование. Повышение квалификации. Стаж работы по профессии оператора технологических установок 3 разряда не менее 1 года. 1.3. Знает и применяет в деятельности: — технологические процессы, схемы и карты установок, которые обслуживаются; — устройство технологического оборудования, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов, арматуры; — факторы, влияющие на ход процесса и качество продукции; — инструкцию по охране труда по профессии и видам работ; — свойства вредных, опасных и ядовитых веществ, которые применяются при выполнении работ, которые связаны с профессиональными обязанностями. 1.4. Оператор технологических установок 4-го разряда назначается на должность и освобождается от должности приказом по организации (предприятию/учреждению). 1.5. Оператор технологических установок 4-го разряда подчиняется непосредственно _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ . 1.6. Оператор технологических установок 4-го разряда руководит работой _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ . 1.7. Оператор технологических установок 4-го разряда во время отсутствия, замещается лицом, назначенным в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей. 2. Характеристика работ, задачи и должностные обязанности 2.1. Осуществляет ведение технологического процесса и следит за работой оборудования на установках III категории по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля согласно рабочих инструкций. 2.2. Осуществляет ведение технологического процесса и следит за работой отдельных блоков на установках I и II категорий под руководством оператора высшей квалификации. 2.3. Проводит регулировка производительности блока, установки, отделения. 2.4. Предотвращает и устраняет отклонения процесса от заданного режима. 2.5. Осуществляет контроль за выходом и качеством продукции, расходом реагентов, энергоресурсов. 2.6. Осуществляет пуск и остановка отопительной системы камерных и туннельных печей и регулирует их гидравлический режим; обслуживает ленточные конвейеры, осуществляет просеивание, классификация нефтяного кокса по фракционному составу под руководством оператора более высокой квалификации на установках замедленного коксования. 2.7. Обслуживает приборы контроля и автоматики, заготовляет картограммы, заменяет их, заливает пера чернилами, проверяет приборы на «0». 2.8. Следит за состоянием кладки отопительной системы. 2.9. Осуществляет пуск, остановку установки и вывод ее на режим. 2.10. Готовит отдельные аппараты и установки в целом к ремонту. 2.11. Принимает участие в ремонте технологических установок. 2.12. Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности. 2.13. Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ. 3. Права 3.1. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий. 3.2. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии. 3.3. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав. 3.4. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря. 3.5. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право знакомиться с проектами документов, касающимися его деятельности. 3.6. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право запрашивать и получать документы, материалы и информацию, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей и распоряжений руководства. 3.7. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право повышать свою профессиональную квалификацию. 3.8. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право сообщать обо всех выявленных в процессе своей деятельности нарушениях и несоответствиях и вносить предложения по их устранению. 3.9. Оператор технологических установок 4-го разряда имеет право ознакамливаться с документами, определяющими права и обязанности по занимаемой должности, критерии оценки качества исполнения должностных обязанностей. 4. Ответственность 4.1. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав. 4.2. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты. 4.3. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне. 4.4. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства. 4.5. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством. 4.6. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством. 4.7. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.

Данная должностная инструкция переведена автоматически. Обратите внимание, автоматический перевод не дает 100% точности, поэтому в тексте могут быть незначительные ошибки перевода.

Инструкция для должности «Оператор технологических установок 4-го разряда», представленная на сайте www.borovik.com, соответствует требованиям документа — «СПРАВОЧНИК квалификационных характеристик профессий работников. Выпуск 21. Переработка нефти, нефтепродуктов, газа, сланцев, угля. Обслуживание магистральных трубопроводов», который утвержден приказом Минэнергетики Украины 22.12.1999 N 15-4315. Согласован Министерством труда и социальной политики Украины.
Статус документа — ‘действующий’.

2.1. Осуществляет ведение технологического процесса и следит за работой оборудования на установках III категории по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля согласно рабочих инструкций.

2.2. Осуществляет ведение технологического процесса и следит за работой отдельных блоков на установках I и II категорий под руководством оператора высшей квалификации.

2.3. Проводит регулировка производительности блока, установки, отделения.

2.4. Предотвращает и устраняет отклонения процесса от заданного режима.

2.5. Осуществляет контроль за выходом и качеством продукции, расходом реагентов, энергоресурсов.

2.6. Осуществляет пуск и остановка отопительной системы камерных и туннельных печей и регулирует их гидравлический режим; обслуживает ленточные конвейеры, осуществляет просеивание, классификация нефтяного кокса по фракционному составу под руководством оператора более высокой квалификации на установках замедленного коксования.

2.7. Обслуживает приборы контроля и автоматики, заготовляет картограммы, заменяет их, заливает пера чернилами, проверяет приборы на «0».

2.8. Следит за состоянием кладки отопительной системы.

2.9. Осуществляет пуск, остановку установки и вывод ее на режим.

2.10. Готовит отдельные аппараты и установки в целом к ремонту.

2.11. Принимает участие в ремонте технологических установок.

2.12. Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности.

2.13. Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ.

4.1. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав.

4.2. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.

4.3. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне.

4.4. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства.

4.5. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.6. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.7. Оператор технологических установок 4-го разряда несет ответственность за неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.

Технологическая установка, согласно словарному определению, это групповое рабочее место с различными агрегатами, которое обслуживается бригадой рабочих. Каждый из них отвечает за то или иное оборудование (группу оборудования), обслуживает его и обеспечивает правильный режим функционирования. Под технологическими установками чаще всего понимают оборудование по переработке нефти и газа. В качестве сырья может выступать и иное вещество (например, воздух, уголь, сланец и т.д.), перерабатываемое в конечный продукт.

Суть работы оператора технологических установок

Технологическая установка по переработке нефти или газа включает в себя массу всевозможного оборудования:

Холодильные и конденсаторные агрегаты;
Печи;
Ректификационные колонны;
Подогреватели;
Компрессоры и насосы.

Как уже понятно из названия профессии, оператор технологической установки отвечает за определенные технологические процессы на производстве. Он обеспечивает бесперебойность работы всех агрегатов, следит за работоспособностью всей системы.

На практике, впрочем, далеко не всегда ему доверяют свой участок работы. Наименее квалифицированные специалисты выполняют лишь вспомогательные функции под присмотром старших специалистов и главного технолога.

При этом обязанности оператора технологической установки становятся только больше по мере роста квалификации. Наиболее квалифицированный специалист должен уметь работать на установках по переработке нефти и газа высшей категории сложности. При этом ему приходится выполнять много ручной грязной работы и заниматься довольно рутинными обязанностями.

Как правило, к этому времени работник уже дорастает до должности начальника бригады и руководит подчиненными, а также обучает новых работников.

В общих же чертах обязанности оператора технологических установок сводятся к следующему:

Наблюдение за показаниями контрольно-измерительных приборов;
Регулирование технологического режима с пульта управления;
Обеспечение синхронности циклов всего производства;
Участие в плановом ремонте и обслуживании;
Отбор проб сырья и конечного продукта;
Учет сырья, реагентов, топлива и проч.;
Ведение журнала приема и сдачи дежурств.

Как видим, профессия оператора технологических установок не отличается каким-либо разнообразием. Здесь всё подчинено жестким регламентам, заранее разработанным технологическим процессам.

При этом переработка нефти и газа не останавливается ни на минуту, поэтому бригады операторов работают посменно 12 часов в сутки.

Условия труда оператора технологических установок относится к категории вредных и особо опасных, поэтому он имеет право на определенные льготы и компенсационные выплаты.

Требования к навыкам и качествам оператора технологических установок

Разумеется, на серьезный стратегический объект, которым по закону являются все нефтеперерабатывающие заводы в стране, не могут принять совсем неквалифицированного работника.

Труд оператора технологических установок предполагает высокую ответственность. Он должен быстро принимать решения и менять работу оборудования.

Поэтому такой специалист обязан знать:

технологический процесс переработки сырья (что и в каком порядке организовано);
назначение и устройство оборудования, которое он обслуживает;
правила использования контрольно-измерительных приборов;
физико-химические свойства сырья, реагентов и готового продукта, ГОСТы на все сырье.

Хороший оператор также должен хотя бы на начальном уровне владеть навыками слесарного дела.

От специалиста требуются внимательность, дисциплинированность, ответственный подход к работе и умение своевременно принимать решения.

Обучение операторов технологических установок

Подобная специальность предполагает высокую ответственность, поэтому специалистов данной категории обучают в колледжах, техникумах и других учебных центрах среднего профессионального образования. Обязательное условие для трудоустройства – прохождение производственной практики на предприятии.

Как правило, принимают в такие учебные заведения только после окончания 11 классов средней школы. Наиболее качественное и всестороннее образование можно получить только при очном обучении. Однако возможна переквалификация для соответствия занимаемой должности. К ней можно прибегать при наличии иной базовой специальности в перерабатывающей отрасли.

Квалификационные разряды операторов технологических установок по ЕТКС

Выделяют семь разрядов для подобных рабочих-специалистов (со 2-го по 8-й). При этом, чтобы получить пятый разряд и выше, требуется профильное профессиональное образование

Оператор технологических установок 2 разряда

Оператор технологических установок 3 разряда

Оператор технологических установок 4 разряда

Ведет процесс переработки нефти и прочего сырья на технологических установках III категории сложности. Также имеет право работать на установках I и II категорий под руководством более квалифицированного оператора.

Оператор технологических установок 5 разряда

Может самостоятельно работать на установках по переработке нефти, газа и прочего сырья II категории (первичная переработка). Работа на установках I категории под руководством более опытного оператора.

Оператор технологических установок 6 разряда

Оператор технологических установок 7 разряда

Оператор технологических установок 8 разряда

Делает всё то же самое, что и предыдущий разряд, однако, при этом руководит работой на установках с распределительной системой управления.

Какая у оператора технологических установок зарплата

Работа операторов технологических установок востребована на севере. В этом случае работодатель предлагает вахтовый метод.

Однако гораздо чаще встречается постоянная работа с посменным графиком. Предсказуемо, такие работники востребованы в регионах, где расположены предприятия нефтепереработки: Татарстан, Башкирия, Тюменская область, Омск и т.д.

Зарплата специалиста сильно зависит от стажа и квалификации. Сотрудник высшей квалификации может получать до 120 тысяч рублей в месяц, менее опытные, разумеется, гораздо ниже.

Плюсы и минусы работы оператора технологических установок

Плюсы профессии:

востребованность на рынке труда;
высокий уровень зарплаты по мере роста опыта;
возможность карьерного роста;
официальное трудоустройство по ТК и полный соцпакет;
льготы и компенсации за вредные условия труда.

Минусы профессии:

вредное и опасное производство;
большая ответственность;
высокая нагрузка на здоровье;
необходимость непрерывного обучения и наработка стажа.

Источник

Лекционный материал

«Оператор технологических установок»

1. Введение

2.0. Физико-химические свойства нефти, газов и пластовых вод

2.1.Состав и свойства нефти

Оператор технологических установок 6 разряда

Оператор технологических установок 7 разряда

Владение языками

Иные документы

§ 30. Оператор технологических установок 4-го разряда

Знания:

Навыки:

Профессионально важные компетенции:

Оператор технологических установок 3-го разряда

Оператор технологических установок 5-го разряда

I. Общие сведения

III. Характеристика обобщенных трудовых функций

3.1. Обобщенная трудовая функция

IV. Сведения об организациях — разработчиках профессионального стандарта

4.1. Ответственная организация-разработчик

Ответы на билеты по курсу «Оператор Технологических Установок»

Методическое пособие

Оператор технологических установок

1. Учебная цель

1.1. Концепция, основные термины

2. Содержание учебного элемента

2.1. Общие понятия

2.2. Трубопроводная арматура

2.3. Конструктивные элементы арматуры

2.4. Надзор за трубопроводами в процессе эксплуатации.

2.5. Методы контроля

2.6. Испытание трубопроводов на прочность и плотность.

2.7. Техническая документация на трубопроводы

4. Контрольные вопросы

Что входит в должностные обязанности оператора технологических установок

Обеспечение контроля оператором технологических установок

Должностные обязанности оператора технологических установок

Как обеспечивается контроль работ повышенной опасности с учетом должностных обязанностей оператора технологической установки

Остановка, пуск единичного оборудования, блока или отделения установки и установки в целом оператором технологических установок

Суть работы оператора технологических установок

Требования к навыкам и качествам оператора технологических установок

Обучение операторов технологических установок

Квалификационные разряды операторов технологических установок по ЕТКС

Оператор технологических установок 2 разряда

Оператор технологических установок 3 разряда

Оператор технологических установок 4 разряда

Оператор технологических установок 5 разряда

Оператор технологических установок 6 разряда

Оператор технологических установок 7 разряда

Оператор технологических установок 8 разряда

Какая у оператора технологических установок зарплата

Плюсы и минусы работы оператора технологических установок

2.
Содержание учебного элемента

2.1. Общие
понятия

2.4.
Надзор за трубопроводами в процессе эксплуатации.

2.5.
Методы контроля

2.7. Техническая документация на
трубопроводы

4.
Контрольные вопросы