Система менеджмента ООО 'Газпром Добыча Астрахань'

ФГБОУ ВПО

«АСТРАХАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Автоматика и управление»

Отчет

о прохождении производственной практики

в цехе КИПиА службы автоматизации АГПЗ на установке У-1.734

ООО «Газпром Добыча Астрахань»

с 01.08.14 по 28.08.14

Выполнил: студент группы ДИАА-31

Каражигитов З.Д.

Руководитель практики: начальник

участка №3 цеха КИПиА

Ефимов А.П.

Проверила: доцент Прохватилова Л.И.

Астрахань 2014

Оглавление

1.      Введение

.        Структура предприятия, организация и управление производством: взаимосвязь цехов, отделов и служб

.        Цели и задачи, решаемые службой автоматизации: структура, использованное оборудование, периодичность проверки основных измерительных средств

.        Интегрированная система менеджмента

.1      OHSAS 18001:2007 Системы менеджмента профессионального здоровья и безопасности

4.2    ISO 9001:2008 Система менеджмента качества

.3      ГОСТ Р ИСО 14001-2007 Системы экологического менеджмента

.        Политика ООО «Газпром Добыча Астрахань» в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной безопасности и повышения качества процессов, продукции и услуг

.        Политика ООО «Газпром Добыча Астрахань» в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности

.        Охрана труда

.        Охрана окружающей среды

.1 Охрана водных ресурсов

8.2 Охрана почвы

9.      Общая характеристика производственного объекта. Назначение технологического процесса

.        Блок каталитического риформинга

.        Блок стабилизации катализата

.        Средства КИПиА, используемые на установке каталитического риформинга

.        Средства, используемые при поверке ИП

.        Методика поверки и расчетов метрологических характеристик для термоэлектрических преобразователей

Литература

Приложение

1.      Введение

Астраханский газовый комплекс, куда входит Астраханский ГПЗ, основан в 1981г., и является крупнейшим предприятием юга России по добыче, переработке и транспортировке газа, серы и жидких углеводородов.[5]

На протяжении почти полувека геологи исследовали недра Астраханской области. 13 августа 1976 года 5-я Ширяевская скважина дала управляемый промышленный приток газа.

Астраханское газоконденсатное стало крупнейшим и уникальным по своему составу месторождением Европы. Разведанные запасы газа составили около 4 триллионов кубометров газа, около 1 миллиарда тонн конденсата, запасы серы в сероводородном газе превышают 1 миллиард тонн.

Уже в 1977 г. вышло распоряжение Совета Министров СССР «Об ускорении освоения Астраханского газоконденсатного месторождения», а в 1978 г. высадился первый строительный десант.

октября 1981 г. было создано производственное объединение «Астраханьгазпром» (генеральный директор Радченко М.Н.) в составе Всесоюзного производственного объединения «Оренбурггазпром».

В 1981 г. одновременно с дальнейшей разведкой месторождения и подсчетом его запасов проводились работы по строительству дорог, паромных переправ, жилья.

В 1985 г. Астраханьгазпром становится самостоятельным производственным объединением.

В декабре 1986 г. на Астраханском газоперерабатывающем заводе был принят первый товарный газ, в январе 1987 г. завод выдал первую продукцию - газовую серу, в августе 1988 г. получен первый товарный бензин. В октябре 1997 г. была сдана в эксплуатацию вторая очередь АГПЗ, а в канун третьего тысячелетия предприятие вышло на проектную мощность.

мая 1990 г. Государственная комиссия СССР по запасам передала Астраханское месторождение на промышленную эксплуатацию предприятию «Астраханьгазпром».

В марте 1993 г. в связи с созданием Российского акционерного общества «Газпром» было образовано дочернее предприятие «Астраханьгазпром». В 1998 г. предприятие «Астраханьгазпром» приобрело статус Общества с ограниченной ответственностью. 1 февраля 2008 предприятие «Астраханьгазпром» было переименовано в ООО «Газпром добыча Астрахань».

Для обеспечения устойчивой и эффективной деятельности предприятия разработана «Генеральная схема развития ООО «Газпром добыча Астрахань» на период до 2020 года», предусматривающая инвестиции в строительство объектов, реконструкцию и техническое перевооружение предприятия.

Предусматривается поэтапная реконструкция газоперерабатывающего завода и развитие производственных мощностей, которые позволят повысить качество и улучшить экологические характеристики товарной продукции. В 2011 был построен блок выделения бензольной фракции из риформата с целью получения высокооктанового компонента и автомобильных бензинов с содержанием бензола менее 1%.

Планы совершенствования производства включают следующие технические решения:

·        реконструкцию существующей установки атмосферной перегонки для повышения ее производительности и степени разделения сырья с раздельным получением фракций НК-180°С, 180-350°С и выше 350°С;

·        реконструкцию существующей установки гидроочистки для переработки фракции 180-350°С с получением дизельного топлива с содержанием серы

·        менее 0,05% масс, (при необходимости - менее 0,02% масс.);

·        строительство пропановой холодильной установки мощностью 14,8 МВт и отделения по получению этановой фракции на установке осушки и отбензинивания газа с целью получения полимерной продукции;

·        строительство установки грануляции серы мощностью 2 млн.тонн/год с современным комплексом хранения и отгрузки;

·        строительство собственной газотурбинной ТЭЦ с электрической мощностью 220 МВт и мощностью по пару: высокого давления - 10 тонн/час, среднего давления - 100 тонн/час, низкого давления - 300 тонн/час, что позволит в полной мере покрыть энергетические потребности газоперерабатывающего комплекса.

Для снижения негативного влияния на атмосферу планируется строительство новой эстакады налива жидкой продукции с оснащением её современным оборудованием точечного налива.

Общество рассматривает перспективы увеличения мощности комплекса по сырью за счет освоения восточной части месторождения и сооружения на его удаленных структурах нового мини-завода (АГПЗ-III), состоящего из двух или четырех технологических линий переработки газа номинальной мощностью 750млн. нм3/год по газу сепарации. В отличие от принятой на действующем газоперерабатывающем заводе технологии, на мини-АГПЗ не предполагается осуществлять переработку газового конденсата (конденсат с мини-АГПЗ должен поступать на действующее предприятие), кроме того, для минимизации вредного воздействия на окружающую среду рассматривается возможность обратной закачки кислых газов в пласт. Реализация этого варианта переработки во многом будет определяться тем, насколько успешными окажутся разработки ученых и конструкторов в области создания доступных технологий и специального оборудования, необходимого для закачки в условиях Астраханского газоконденсатного месторождения кислых газов в пласт.

Перспективы развития добычи сырья на предприятии связаны с прогнозами добычи малосернистых и жидких углеводородов в глубоких горизонтах девона на Астраханском своде. Прогнозы ресурсов углеводородов только в пределах левобережной части свода составляют более 700 млн. тонн условного топлива. В ООО «Газпром добыча Астрахань» ведется строительство 4-х разведочных сверхглубоких скважин на девонские отложения с проектными глубинами 6500 - 7000 м. В этом году планируется получить результаты испытаний скважин Девонская №2 и Правобережная №1, которые позволят подтвердить или опровергнуть эти прогнозы.

В перспективе намечается более глубокая переработка сырья, планируется также выход на рынок с химической продукцией.

В настоящее время ООО «Газпром добыча Астрахань» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую цепочку 19 подразделений, в том числе - Астраханский газоперерабатывающий завод , осуществляющий переработку газа, газового конденсата и нефти.

Основными видами деятельности предприятия являются:

·        доразведка залежей углеводородного сырья;

·        добыча сероводородсодержащего углеводородного сырья;

·        переработка газа и конденсата с выработкой сухого и сжиженного газов, бензина, дизельного топлива, мазута, серы в жидком, комовом и гранулированном видах;

·        капитальный ремонт собственных объектов;

·        научно-исследовательские и проектно-изыскательские работы.

2.     
Структура предприятия, организация и управление производством: взаимосвязь цехов, отделов и служб

Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ) предназначен для получения из пластового газа Астраханского газоконденсатного месторождения широкого ассортимента товарной продукции: бензин автомобильный (Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95 - ГОСТ 2084-77); дизельное топливо (Л-0,2-62; Л-0,5-40; Л-0,5-62 - ГОСТ 305-82); мазут(М 40; М 100 по ГОСТ 10585-76); сжиженный газ (ГОСТ 20448-80: смесь пропан-бутановая техническая летняя и зимняя, технических бутан); стабильный газовый конденсат; серы (техническая жидкая и комовая по ГОСТ 127-93; техническая газовая гранулированная - ТУ 51-31323949-41-98); широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ); газов горючих природных для промышленного и коммунально-бытового назначения (ГОСТ 5542-87).

АГПЗ состоит из комплекса технологических установок, обеспечивающих следующие технологические операции:

·  сепарация пластового газа, поступающего от газопромыслового управления (ГПУ) перед подачей его на отчистку и дальнейшую переработку;

·        очистка природного и вторичного газов переработки от сероводорода и углекислого газа раствором диэтаноламина (ДЭА);

·        осушку и очистку природного газа от сераорганических соединений;

·        отбензинивание очищенного газа при минусовых температурах с выделением ШФЛУ;

·        обессоливание и обезвоживание газового конденсата;

·        стабилизация и очистка от сероводорода нестабильного газового конденсата методом ректификации;

·        переработка стабильного конденсата с получением товарных нефтепродуктов;

·        переработка ШФЛУ с получением сжиженных газов;

·        переработку «кислого газа» на установках получения серы методом «Клауса» с доочисткой отходящих газов методом «Сульфрен»;

В состав АГПЗ так же входят вспомогательные объекты:

·  факельные установки низкого и высокого давления;

·        склады ШФЛУ и сжиженных газов;

·        склад углеводородного сырья и товарных нефтепродуктов»

·        склады комовой и гранулированной серы;

·        установки подсобных средств (компрессорная воздуха КИП, азотно-кислородная станция, У-160, У-260);

·        цех водоснабжения и канализации;

·        внутризаводские и внеплощадочные технологические коммуникации (эстакады);

·        эстакады налива сжиженных газов, светлых и темных нефтепродуктов;

·        пункт налива бензина и диз. топлива в автоцистерны;

·        пункт налива сжиженных газов в автоцистерны и баллоны;

·        эстакада слива привозного сырья из железнодорожных цистерн;

·        установка фильтрации загрязненных вод и сжигания производственных отходов;

·        полигон закачки промстоков в пласт;

·        установка грануляции серы.

В состав завода входят основные, общезаводские и вспомогательные объекты.

Основные технологические объекты выделены в 5 производств: производства №1,2,3,5,6.

Производство №1: состоит из установок: У171/271, У172/272, У175/275, У182/282, У171/271, У284 - установки сепарации пластового газа высокого давления предназначены для разделения пластового газа на сырой отсепарированный газ, нестабильный газовый конденсат, пластовую воду;

В состав У171 входит 4 линии, в состав У271 входит 5 линий производительностью 1,5 млрд. нм3/год отсепарированного газа каждая (одна линия У271 - резервная для обеих очередей.);

У172/272 - установки очистки сырого отсепарированного газа У171/271 от сероводорода, двуокиси углерода водным раствором диэтаноламина 33÷42% концентрации;

Состоят из 8 идентичных установок (1-4У172, 1-4У272) производительностью 1,5 млрд. нм3/год отсепарированного газа каждая.

У175/275 - замерный узел товарного газа, подаваемого в магистральный газопровод и в ГПУ (на собственные нужды) по двум линиям по каждой очереди.

Основное оборудование - замерные узлы 5×2 =10 шт.

У182/282 - факела высокого (НF) и низкого (LF) давления по 2 на каждой очереди - всего 8 шт.

Производство №2: предназначено для получения элементарной газовой серы методом «Клаус» с доочисткой отходящих газов методом «Сульфрен» из сероводорода в составе кислых газов с установок У172/272, У141/241 У165/265, У122/222, У-1.731, У-1.732.

В состав производства входят 8 идентичных установок производительностью 625 тыс. тн/год серы каждая.

Производство №3: производство переработки стабильного газового конденсата и ШФЛУ. Предназначено для производства бензинов Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.

Состоит из установок: У-1.731, У-1.732, У-1.734, У500, У510/515, промпарков гидроочистки и риформинга, блока приготовления товарной продукции (БПТП).

В состав комбинированной установки У-1.731 входят 5 блоков:

· блок электрообессоливания и электрообезвоживания стабильного конденсата

·        (ЭЛОУ);

·  блок атмосферной перегонки стабильного конденсата (АТ);

·        блок вторичной перегонки гидрогенизата (ВП);

·        блок очистки и производства сжиженных газов (ГФУ).

·  установка получения сырья для каталитических процессов (Блок 400).

Блок ЭЛОУ предназначен для электрообессоливания и электрообезвоживания стабильного конденсата. Производительность блока ЭЛОУ по стабильному конденсату - 3 млн. тн/год.

Блок АТ предназначен для разделения стабильного конденсата и ШФЛУ на фракции:

·  головку стабилизации - сырье блока ГФУ;

·        фракцию НК-350 - сырье установки гидроочистки;

·        фракцию >350 - котельное топливо (мазут).

Производительность блока АТ: по стабильному конденсату - 3 млн. тн/год; по ШФЛУ - 310 тыс. тн/год.

Блок ВП вырабатывает из гидрогенизата установки гидроочистки (У-1.732):

·  фракцию НК-62 - компонент бензина;

·        фракцию 62-180 - сырье установки каталитического риформинга (прямо-гонный бензин);

·  фракцию 180-350 - дизтопливо.

Производительность блока ВП - 2 млн.тн/год.

Блок ГФУ - блок очистки и получения сжиженных газов. Предназначен для переработки головки стабилизации блока АТ и нестабильной головки установки каталитического риформинга с получением:

·  пропан-бутановой фракции (ПБФ);

·  бутана технического (БТ);

·        сероводорода.

Производительность блока ГФУ - 357 тыс. тн сырья/год (после реконструкции).

Установка получения сырья для каталитических процессов мощностью

,050 млн. т/год по сырью предназначена для разделения фракции НК-190 0С на узкие фракции: НК-75 0С, фракция 75-95 0С, используемые в качестве готовой продукции и в качестве компонентов бензинов; фракция 95-190 0С, используемая в качестве сырья на установке риформинга. Сырьем установки является фракция НК-190 0С полученная смешением фракций НК-62 0С и 62-190 0С на блоке ВП установки У-1.731.

Установка гидроочистки У-1.732 предназначена для очистки фракции НК-350°С от сернистых соединений методом гидрирования в среде водородсодержащего газа (ВСГ) на алюмокобальтмолибденовом катализаторе при температуре до 395°С и давлении 34÷37 атм с получением:

·  стабильного гидрогенизата с содержанием серы 0,09%;

·        сероводорода;

·        углеводородного газа.

В состав установки входят объекты У-1.732 (ГО) и промпарк установки гидро-очистки (2 резервуара по 2 тыс. м3 каждый). Производительность - 2070 тыс. тн/год сырья (фракция НК-350ºС).

Установка каталитического риформинга У-1.734 предназначена для каталитической ароматизации прямогонной бензиновой фракции 62-180°С в реакторах на полиметаллическом катализаторе при температуре 460-530°С и давлении 23÷38 атм. в среде водородсодержащего газа (ВСГ) с получением:

· дебутанизированного катализата (основной компонент бензина);

·        водородсодержащего газа;

·        углеводородного газа;

·  головки стабилизации.

В состав установки входят установка риформинга У-1.734, промпарк установки

риформинга ( 2 резервуара по 1 тыс. м3 каждый, 2 резервуара по 200 м3 каждый) и блок приготовления товарной продукции (5 буллитов под бутан технический, 15 буллитов под фракцию НК-62 по 100 м3 каждый, 3 резервуара под катализат по 2 тыс. м3 каждый), а также блок выделения бензольной фракции.

У500- склад сжиженных газов и ШФЛУ. Состоит из 40 буллитов емкостью 200м3 каждый. Предназначен для:

·  хранения ШФЛУ, сжиженных газов;

·        хранения НК-62, некондиционного стабильного конденсата;

·  налива сжиженного газа в автоцистерны.

У510/515 - склад нефтепродуктов. Состоит из 16 резервуаров емкостью 10 тыс. м3 каждый. Предназначен для хранения бензина, дизтоплива, мазута.

У515 - склад приема, хранения стабильного конденсата и нефти:

·  4 резервуара по 10 тыс. тн каждый;

·        4 резервуара по 20 тыс. тн каждый.

Производство №5 состоит из установок У120/220, У141/241, У174/274, У165/265, полигона закачки стоков в пласт.

У120/220 - установка стабилизации углеводородного конденсата У121 /221 и обработки загрязненных технологических вод У122/222. В состав установок входят по 2 полулинии общей производителвьностью 3660 тыс. тн/год по нестабильному конденсату и 400м3/сутки по очищенной пластовой воде.

У141/241 - установки промывки и повторного компремирования газов. Состоят из двух полулиний общей производительностью по очищенному газу 820 лн.нм3/год.

Предназначены для очистки технологических газов среднего давления У121/221 от кислых компонентов, компремирования и возврата их в систему высокого давления.

Отделение компремирования состоит из 5 компрессоров, производительность каждого - 28000 нм3/час газа.

У174/274 - установки осушки и отбензинивания газа. Состоят из 2-х полулиний производительностью 2 млрд.м3/год газа каждая. Предназначена для доведения показателей товарного газа до требований ГОСТа путем осушки от воды на цеолитном адсорбенте и низкотемпературного отделения остаточных сернистых соединений и тяжелых углеводородов из обессеренного газа.

У165/265 - установка фильтрования пластовой воды и сжигания производственных отходов. Состоит из 2-х секций: фильтрования пластовой воды, поступающей с У171/271 и сжигания шлама, образующегося при фильтровании пластовой воды и также аминовых шламов и твердых отходов установок У172/272, У141/241.

Производительность секции сжигания:

·  по жидким отходам - 100м3/неделю

·        по твердым (активированный уголь) - 88 тыс. тн/год.

Производство №6 состоит из У501, У511-513, У150/250, У154/254,.. установки грануляции «Devco», «Hawaii».

У501 - эстакада налива сжиженных газов в ж/д цистерны.

У511 - эстакада налива светлых нефтепродуктов ( бензин, дизтопливо) и ста-

бильного конденсата в ж/д цистерны.

У512- эстакада налива темных нефтепродуктов (мазут) в ж/д цистерны.

У513 - эстакада слива углеводородного привозного сырья из ж/д цистерн.

У150/250 - механизированный склад комовой серы, установка налива жидкой серы. Склад предназначен для розлива на карты жидкой, разработки застывшей и отгрузки комовой серы. Установка налива жидкой серы предназначена для налива жидкой серы в железнодорожные цистерны.

У154/254 - установки хранения жидкой серы. Состоят из 8 ям по 8500 тн каждая.

Предназначены для хранения жидкой серы, подачи ее на склад комовой серы, установки грануляции и налив в железнодорожные цистерны.

«Devco», «Hawaii»- установки грануляции серы мокрым способом производительностью: «Devco» - до 85 тн/час, «Hawaii» - два блока по 75 тн/час.[5]

3. Цели и задачи, решаемые службой автоматизации: структура, использованное оборудование, периодичность проверки основных измерительных средств.

Служба автоматизации производственных процессов является структурным подразделением газоперерабатывающего завода.

Служба осуществляет свою деятельность в соответствии с распорядительными документами завода и Общества, «Перечнем научно-технических документов, регламентирующих безопасность труда на АГПЗ», утвержденным Главным инженером-Первым заместителем генерального директора ООО «Газпром добыча Астрахань» и «Перечнем производственных инструкций, обязательных для службы автоматизации», утвержденным главным инженером АГПЗ.

Служба автоматизации в своей деятельности руководствуется:

ГОСТами, СНИПами, СТО, СТП, РД в области автоматизации производства;

- Трудовым, Гражданским, Налоговым кодексами, природоохранным законодательством, законодательством о бухгалтерском учёте, требованиями Федеральных законов: «О лицензировании отдельных видов деятельности» от 08.08.2001 №128-ФЗ, «О техническом регулировании» от 27.12.2002 №184-ФЗ, «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» №116-ФЗ от 21.07.1997, «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21.12.1994, другими законодательными документами РФ;

- Уставом ООО «Газпром добыча Астрахань»;

Положением об АГПЗ;

приказами, решениями, локальными нормативными актами и методическими документами ООО «Газпром добыча Астрахань»;

Правилами внутреннего трудового распорядка для работников Общества;

Учетной политикой Общества; «Единой системой управления охраны труда и промышленной безопасности в ОАО «Газпром» ВРД 39-1.14-021-2001 (ЕСУОТ и ПБ);

политикой ООО «Газпром добыча Астрахань» в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной безопасности и повышения качества процессов, продукции и услуг, международными стандартами ISO 9001:2008, ISO 14001:2004 и OHSAS 18001: 2007;

Коллективным договором ООО «Газпром добыча Астрахань»;

Формирование и изменение структуры службы осуществляется на основании штатного расписания и штатной расстановки, утвержденной в соответствии с Организационной структурой АГПЗ и нормативами численности.

В состав службы автоматизации входят: цех контрольно- измерительных приборов и автоматики (цех КИПиА), цех информационно-управляющих систем (цех ИУС), цех установок противопожарной автоматики и промышленной связи (цех УППАиПС), отдел метрологии, отдел автоматизации и штатные руководители и специалисты.

Службу возглавляет главный приборист, который назначается на должность и освобождается от должности приказом директора АГПЗ. На время отсутствия главного прибориста (отпуск, командировка, болезнь) его обязанности исполняет заместитель главного прибориста по эксплуатации средств КИПиА.

Основными задачами являются:

Безаварийная эксплуатация средств контроля и управления.

Проведение единой организационно-технической политики в области разработки и внедрения информационно-управляющих систем (ИУС), средств измерения (СИ) и автоматики на заводе. Обеспечение единства и точности измерений.

Автоматизация объектов газоперерабатывающего завода.

Эффективное использование средств автоматизации, направленное на эксплуатацию завода в экологически безопасном режиме через подчинённые подразделения:

цех контрольно-измерительных приборов и автоматики обеспечивает:

- технически правильную и безаварийную эксплуатацию средств измерений, автоматизации и противоаварийной защиты;

своевременное выполнение работ по техническому обслуживанию, ремонту и калибровке средств контрольно-измерительных приборов и автоматики, схем аварийно-предупредительной сигнализации и противоаварийной защиты.

цех установок противопожарной автоматики и промышленной связи обеспечивает:

эксплуатацию установок противопожарной автоматики, поддерживает установки в работоспособном состоянии путем своевременного проведения технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов;

надёжную эксплуатацию и бесперебойную работу средств КИПиА технологических объектов общезаводского хозяйства завода;

обслуживание и ремонт систем технологической связи производств № 1,2,3,5,6 и систем видеонаблюдения;

бесперебойную работу инженерно- технических средств охраны периметра АГПЗ.

цех информационно-управляющих систем обеспечивает:

- надёжную и бесперебойную работу эксплуатируемых технических средств информационно-управляющих систем, вычислительной техники, и их ремонт;

безаварийное ведение технологического процесса комплексом управления;

развитие локальной компьютерной сети завода и её интеграции в Корпоративную сеть передачи данных ООО «Газпром добыча Астрахань».

отдел метрологии обеспечивает:

- организацию и проведение калибровки и поверки средств измерений, находящихся в эксплуатации на заводе;

осуществление метрологического контроля за состоянием, применением и ремонтом средств измерений; за внедрением и соблюдением метрологических правил, за метрологическим обеспечением производства;

разработка и согласование с органами Госстандарта графиков поверки средств измерений и графиков калибровки.

отдел автоматизации обеспечивает:

- контроль за проведением работ по эксплуатации оборудования КИПиА, планово-предупредительных и капитальных ремонтов технических средств АСУ, средств измерений и автоматизации, расходованием сметных затрат на эти цели;

организацию и проведение заявочной кампании по комплектации технологического процесса оборудованием АСУ, контрольно-измерительными приборами, средствами автоматизации, связи, инженерно-технических средств охраны и противопожарной автоматики;

организацию и проведение входного контроля поставляемого оборудования, его комплектности и наличия сопроводительной и разрешительной документации;

разработку перспективных мероприятий в рамках плана НИОКР, ПИР и НИР, направленных на повышение надежности применяемых и внедряемых контрольно-измерительных приборов и систем автоматики;

- внедрение новейших достижений науки и техники в области совершенствования оборудования, импортозамещение средств автоматизации и реконструкцию систем контроля, управления, регулирования и защиты.

Организация работы по обеспечению качества, надёжности и бесперебойной работы средств автоматизации, осуществлению метрологического контроля и своевременному ремонту средств КИПиА.

Обеспечение эксплуатационной безопасности средств автоматизации и КИП.

Организация и повышение экономичности централизованного ремонтно - технического обслуживания средств автоматизации, контрольно-измерительных приборов, вычислительной и множительной техники силами специализированных подразделений, а также сторонних организаций.

Правильное расходование материально-технических ресурсов, направленное на полное обеспечение всех потребностей подразделений службы автоматизации.

Внедрение новейших достижений науки и техники в области автоматизации.

Организация работы по созданию и поддержанию безопасных и здоровых условий труда для работников службы автоматизации.

Проведение комплексной аттестации рабочих мест в подразделении.

Для осуществления указанных задач на службу автоматизации возлагаются следующие функции:

Внедрение новейших достижений науки и техники в области автоматизации. Подготовка технических заданий с технико-экономическим обоснованием на создание средств автоматизации и обоснованием разрабатываемых конструкций.

Составление перспективных и годовых планов автоматизации производственных процессов, соответствующих разделов технического развития производства, разработка предложений по реконструкции и техническому перевооружению предприятия, формирование предложений в перспективные планы НИОКР.

Выполнение требований стандарта предприятия системы управления охраной окружающей среды «Структура и ответственность персонала в системе» СТП 05780913.17.8-2006

Внедрение импортозамещающих средств автоматизации, повышающих надёжность эксплуатации и ведущих к удешевлению выпускаемой продукции.

Участие в проверке и приёмке проектной документации на вновь сооружаемые и реконструируемые объекты завода в части соблюдения в ней требований общегосударственных и отраслевых научно-технических документов по безопасности труда при установке и использовании средств автоматизации и контрольно-измерительных приборов.

Обеспечение контроля за проведением планово-предупредительных и капитальных ремонтов технических средств ИУС, средств измерений и автоматизации, обслуживаемой вычислительной и множительной техники, расходованием сметных затрат на эти цели.

Взаимодействие с подрядными организациями, проводящими техническое обслуживание, монтаж, наладку и ремонт средств автоматизации объектов завода.

Контроль за выполнением работ по договорам на ремонтные работы, техническое обслуживание и пусконаладку средств автоматизации, вычислительной техники.

Организация работ по реконструкции систем контроля, управления и защиты, средств автоматизации объектов завода.

Организация и контроль за ведением работ по монтажу, испытаниям, пусконаладке и приёму в эксплуатацию объектов автоматизации.

Поддержание в исправном состоянии применяемой на заводе вычислительной техники, оборудования локально-вычислительных сетей.

Обеспечение внедрения новой вычислительной техники, типовых и стандартных программных средств.

Внедрение и обслуживание программных средств, разработанных для завода.

Обслуживание программного обеспечения и оборудования локально- вычислительных сетей.

Оказание практической помощи подразделениям завода в составлении эксплуатационных инструкций и обеспечении ими рабочих мест.

Контроль за обеспечением подразделений службы общегосударственной и отраслевой нормативно-технической документацией по эксплуатации средств автоматизации и контрольно-измерительных приборов, в том числе электронно-вычислительных машин, противопожарной и охранной автоматики, средств технологической связи и др.

Обеспечение выполнения требований Единой системы управления охраной труда и промышленной безопасностью в ООО «Газпром добыча Астрахань» ВРД39-1.14-021-2001 и Правил безопасности для газоперерабатывающих заводов и производств ПБ 08-389-00 среди подчинённого персонала.

Контроль за оснащением рабочих мест необходимыми защитными и оградительными устройствами, обеспечением работников службы средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты органов дыхания.

Контроль за соблюдением работниками требований действующего законодательства и нормативных актов по охране труда и промышленной безопасности, а также за своевременным и точным выполнением предписаний органов государственного надзора и контроля и соответствующих уровней административно-производственного контроля охраны труда и промышленной безопасности.

Разработка и выполнение утвержденных в установленном порядке мероприятий по обеспечению надёжности работы средств автоматизации.

Составление заявок на необходимое оборудование, комплектующие и материалы, организация учета поступления и их использование.

Обеспечение правильной организации труда рабочих и служащих, создание условий для роста производительности труда, обеспечение трудовой и производственной дисциплины, неуклонного соблюдения Трудового кодекса РФ.

Организация своевременного проведения поверки и калибровки, составления графиков на проведение калибровки средств измерения, требование выполнения их другими структурными подразделениями завода.

Организация эвакуации персонала при возникновении чрезвычайных ситуаций согласно «Пояснительной записке к схемам эвакуации обслуживающего персонала службы автоматизации при возникновении аварийных ситуации».

Организация постоянного контроля за выполнением природоохранных мероприятий, соблюдением действующего законодательства, правил, норм, инструкций, приказов и указаний в области охраны окружающей среды, выполнение предписаний органов государственного надзора и соблюдением норм предельно-допустимых выбросов.

Выполнение требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Соблюдение требований нормативно-правовых актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте и порядок действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте.

Соблюдение требований пожарной и газовой безопасности.

Осуществление аттестации рабочих мест.

Перечень прав, необходимых для реализации возложенных на службу автоматизации функций:

Вносить различные предложения и рекомендации на рассмотрение технического совета предприятия вопросы, касающиеся автоматизации производственных процессов.

Требовать от руководителей подразделений завода правильную эксплуатацию средств автоматизации и КИП, уделяя особое внимание своевременной проверке СА и КИП, обеспечивающих безопасность, охрану труда, защиту и управление основным технологическим оборудованием.

Получать необходимые сведения и справки у различных служб, цехов, отделов по вопросам, касающимся деятельности службы автоматизации.

Готовить и согласовывать проекты приказов директора завода по вопросам, относящимся к деятельности службы автоматизации.

Вести переписку по вопросам, относящимся к деятельности службы, с другими подразделениями завода.

Представительствовать от имени завода по вопросам, относящимся к компетенции службы автоматизации, во взаимоотношениях с другими предприятиями, организациями и структурными подразделениями.

Проводить и участвовать в совещаниях по вопросам, входящим в компетенцию службы автоматизации.

Давать разъяснения, рекомендации и указания по вопросам, входящим в компетенцию службы автоматизации.

Согласовывать отдельные документы, если это требуется нормативными документами.

Контролировать производства, службы и цеха в части внедрения средств автоматизации в соответствии с утвержденными проектами.

Координировать свою работу со службами автоматизации других структурных подразделений ООО "Газпром добыча Астрахань".

Осуществлять переписку по техническим вопросам метрологического обеспечения с ФГУ «Астраханский Центр стандартизации, метрологии и сертификации» (АЦСМ) и ООО «Астраханский Центр сертификации, метрологии и качества» (АЦСМиК).

Издавать общезаводские положения, инструкции и методические рекомендации по ремонту и калибровке средств автоматизации в области эксплуатации систем управления и средств автоматизации, средств вычислительной техники.

Вносить предложения по изменению структуры и штатов подразделений службы автоматизации, осуществлять расстановку и перемещение работников по согласованию с директором завода.

Вносить предложения в установленном порядке о приёме и увольнении работников службы автоматизации. Представлять работников службы к премированию и другим видам поощрения, а также вносить предложения о привлечении их к дисциплинарной или другим видам ответственности в пределах Правил внутреннего трудового распорядка для работников ООО "Газпром добыча Астрахань".

 

4. Интегрированная система менеджмента

Современная международная интегрированная система менеджмента (ИСМ) - это объединение нескольких систем менеджмента предприятия с целью устранения противоречии с одной стороны и дублирования с другой.

К числу наиболее актуальных стандартов на системы менеджмента относятся: стандарты серии ISO: ISO9001 - системы менеджмента качества для всех отраслей экономики, ISO 14001 - системы экологического менеджмента для всех отраслей экономики, OHSAS 18001 - система менеджмента промышленной безопасности и охраны труда.

Создание ИСМ дает такие преимущества как: обслуживание (внедрение, документирование, развитие) одной системы проще, чем нескольких параллельных систем. Совместный аудит систем понижает затраты на его проведение и уменьшает число аудиторских проверок.

 

.1 OHSAS 18001:2007

 

Системы менеджмента профессионального здоровья и безопасности

Профессиональное здоровье и безопасность (OH&S) - условия и факторы, влияющие или способные влиять на здоровье и безопасность сотрудников, временных работников, подрядчиков, посетителей и любых лиц, находящихся на рабочем месте18001 разрабатывался с учетом структуры стандартов по системам менеджмента ISO 9001:2000 (качество) и ISO 14001:2004 (экология) с целью упрощения интеграции систем менеджмента качества, экологического менеджмента и менеджмента профессионального здоровья и безопасности в организациях

Схема «Планировать - Выполнять - Проверять- Действовать»

Настоящий стандарт OHSAS основан на методологии «Планировать - Выполнять - Проверять - Действовать» (ПВПД). Цикл ПВПД можно кратко описать следующим образом:

Планировать: установить цели и процессы для выполнения обязательств в рамках политики организации в области профессионального здоровья и безопасности;

Выполнять: внедрить процессы

Проверять: осуществлять мониторинг и измерения процессов согласно политике в области профессионального здоровья и безопасности, целей, законодательных и иных требований и представлять отчетность о результатах.

Действовать: предпринимать действия для постоянного улучшения результативности в области профессионального здоровья и безопасности.

Сегодня организации все больше заинтересованы в том, чтобы достигнуть оптимального уровня результативности в области профессионального здоровья и безопасности (OH&S) путем управления соответствующими рисками в соответствии со своей политикой и целями в области OH&S.[11]

4.2 ISO 9001:2008

 

Система менеджмента качества

Настоящий стандарт устанавливает требования к системе менеджмента качества в тех случаях, когда организация:

a) нуждается в демонстрации своей способности всегда поставлять продукцию, отвечающую требованиям потребителей и соответствующим обязательным требованиям;

b) ставит своей целью повышение удовлетворенности потребителей посредством эффективного применения системы менеджмента качества, включая процессы постоянного её улучшения и обеспечение соответствия требованиям потребителей и соответствующим обязательным требованиям.

Цикл «Plan - Do - Check - Act» (PDCA). Цикл PDCA можно кратко описать так:

планирование (plan) - разработка целей и процессов, необходимых для достижения результатов в соответствии с требованиями потребителей и политикой организации;

осуществление (do) - внедрение процессов;

проверка (check) - постоянные контроль и измерение процессов и продукции в сравнении с политикой, целями и требованиями на продукцию и сообщение о результатах;

действие (act) - принятие действий по постоянному улучшению показателей процессов.

Условные обозначения:

Деятельность, добавляющая ценность

Поток информации

Рисунок 1 - Модель системы менеджмента качества, основанной на процессном подходе.

 

.3 ГОСТ Р ИСО 14001-2007

 

Системы экологического менеджмента

Настоящий стандарт устанавливает требования к системе экологического менеджмента, позволяющий организации разработать и внедрить экологическую политику и цели, учитывающие законодательные и другие требования, которые организация обязалась выполнять. Стандарт применим к экологическим аспектам, которые организация идентифицировала как те, которыми она может управлять и на которые может влиять.

Настоящий стандарт предназначен для применения любой организацией, которая заинтересована в том, чтобы:

·  Разработать, внедрить, поддерживать в рабочем состоянии и улучшать систему экологического менеджмента;

·        Удостовериться в своем соответствии заявленной экологической политике;

·        Продемонстрировать соответствие настоящему стандарту путем:

- самооценки и самодекларации;

подтверждения своего соответствия со стороны, заинтересованной в деятельности организации, например, потребителя;

подтверждение своей самодекларации со стороны, внешней по отношению к организации;

проведение сертификации/регистрации системы экологического менеджмента внешней организацией.

5. Политика ООО «Газпром добыча Астрахань» в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной безопасности и повышения качества процессов, продукции и услуг

ООО «Газпром добыча Астрахань», осознавая всю полноту ответственности за сохранение благоприятной окружающей среды, охрану здоровья и безопасность персонала Общества и населения, проживающего в зоне возможного влияния предприятия, обеспечение надежности и качества процессов, продукции и услуг при эксплуатации и развитии Астраханского газового комплекса, в рамках провозглашенных экологической политики ОАО «Газпром» и политики в области охраны труда и промышленной безопасности ОАО «Газпром» принимает обязательства, направленные на:

·  соблюдение установленных в РФ законодательных и нормативных, а также других требований, принятых Обществом к выполнению и относящихся к аспектам деятельности Астраханского газового комплекса;

·        повышение комплексности и рациональности использования добываемого на АГКМ сырья за счет углубления его переработки с целью расширения ассортимента, улучшения качества и экологических характеристик выпускаемой продукции, подъёма уровня её конкурентоспособности и обеспечения на этой основе большей привлекательности предприятия на внутреннем и международном рынках, среди своих работников и общественности;

·        развитие, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение производства за счет использования современного оборудования, обеспечивающего минимизацию негативного (удельного) воздействия на окружающую среду, энергосбе-режение и повышение энергетической эффективности производства;

·        обеспечение безопасных условий труда на производственных участках Общества, снижение количества случаев производственного травматизма, организуя труд в условиях, отвечающих требованиям стандартов безопасности и гигиены;

·        проведение мониторинга здоровья работников Общества, разработку и реализацию мероприятий, направленных на предотвращение профессиональных заболеваний;

·        совершенствование системы производственного мониторинга и контроля в области охраны окружающей среды, охраны труда и промышленной безопасности, а также качества процессов, продукции и услуг;

·        поддержание в постоянной готовности сил и средств по предупреждению возникновения и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

·        охрану здоровья и безопасность персонала Общества и населения в зоне возможного влияния предприятия;

·        повышение уровня компетентности, ответственности персонала в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной безопасности и персонала, влияющего на качество процессов, продукции и услуг, и вовлечение работников всех уровней в работу интегрированной системы менеджмента;

·        информированность заинтересованных сторон, включая общественность о результатах деятельности Общества в области интегрированной системы менеджмента;

·        непрерывное совершенствование интегрированной системы менеджмента Общества в соответствии с требованиями международных стандартов ISO 14001, ISO 9001, OHSAS 18001.

6. Политика ООО «Газпром Добыча Астрахань» в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности

ООО «Газпром Добыча Астрахань», являясь потребителем энергетических ресурсов: электроэнергии, тепловой энергии, воды, природного (топливного) газа, моторных топлив, - осознает решающую роль энергосбережения и повышения энергетической эффективности своих объектов и берет на себя следующие обязательства:

соблюдать установленные в Российской Федерации законодательные и нормативные акты, а также требования и указания ОАО «Газпром», относящиеся к области деятельности Общества и принятые Обществом к выполнению;

организовать учет потребляемых энергоресурсов на объектах Общества с использованием приборов учета, соответствующих современным требованиям;

развивать и технически перевооружать производства за счет использования современного оборудования, обеспечивающего энергосбережение и энергоэффективность работающего оборудования;

соблюдать соответствие зданий, строений, сооружений требованиям энергетической эффективности путем проведения их реконструкций и ремонта с применением энергоэффективного оборудования и материалов;

организовать информационное обеспечение о способах экономии энергетических ресурсов и повышения энергетической эффективности их использования;

организовать и постоянно совершенствовать систему обязательных и добровольных энергетических обследований;

совершенствовать производственный мониторинг и контроль за рациональным использованием топливно-энергетических ресурсов;

разрабатывать и совершенствовать мероприятия программы по энергосбережению и энергоэффективности и их выполнение всеми работниками Общества;

повышать уровень компетентности и ответственности работников Общества в области энергосбережения, вовлекать работников всех уровней в работу по экономии потребляемых топливно-энергетических ресурсов.

 

. Охрана труда

К работе прибористом в цехе КИПиА допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование противопоказаний к работе, прошедшие обучение по газовой безопасности в учебном центре, по пожарной безопасности в ведомственной пожарной части (ВПЧ).

Обучение прибориста безопасным методам и приемам труда предусматривает:

·  вводный инструктаж;

·        первичный инструктаж на рабочем месте;

·        производственное обучение безопасным методам и приемам труда;

·        стажировку;

·        первичную проверку знаний - допуск к самостоятельной работе;

·        дублирование, контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки (для оперативно-ремонтного персонала);

·        повторный инструктаж на рабочем месте;

·        внеплановый инструктаж на рабочем месте;

·        целевой инструктаж на рабочем месте;

·        очередную проверку знаний;

·        внеочередную проверку знаний.

Вводный инструктаж проводит инженер по охране труда отдела ОТ завода со всеми вновь принимаемыми на работу прибористами по «Программе вводного инструктажа», утвержденного главным инженером (не менее 2 часов).

Первичный инструктаж на рабочем месте проводят до начала производственной деятельности со всеми вновь принимаемыми на работу и с работниками, выполняющими новую для них работу. Первичный инструктаж проводит непосредственный руководитель (мастер, начальник цеха) по «Программе первичного инструктажа на рабочем месте работников цеха КИПиА», утвержденной руководителем предприятия, и делает запись в личной карточке регистрации инструктажа.

Все вновь поступившие на работу прибористы после проведения первичного инструктажа на рабочем месте проходят производственное обучение по безопасным методам и приемам труда в объеме не менее 20 часов.

Теоретическое и практическое обучение вновь поступивших на работу может проводиться в учебном центре или индивидуально под руководством высококвалифицированного рабочего с изданием распоряжения по заводу с указанием ответственного лица (мастера), обязанного вести постоянный контроль за обучением по «Программам производственного обучения работников службы автоматизации правилам охраны труда и техники безопасности, промышленной, газовой, пожарной безопасности», утвержденным главным инженером.

Приборист должен иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии такой подготовки приборист должен быть обучен в учебном центре по специальной 72-часовой программе, соответствующей требованиям к знаниям персонала группы II по электробезопасности.

Подготовленный персонал проходит еще обучение по «Программе подготовки электротехнического персонала службы автоматизации АГПЗ», утвержденной главным инженером.

Все прибористы после первичного инструктажа на рабочем месте и производственного обучения должны в течение первых 2-14 смен пройти стажировку под руководством лиц, назначенных распоряжением по заводу. В распоряжении указываются календарные сроки стажировки и фамилии работников, ответственных за ее проведение. Продолжительность стажировки устанавливается индивидуально в зависимости от уровня профессионального образования, опыта работы, профессии обучаемого.

В процессе стажировки приборист должен усвоить требования правил эксплуатации, охраны труда, пожарной безопасности и их практическое применение на рабочем месте, изучить схемы, производственные инструкции по охране труда, знание которых обязательно для данной профессии, отработать четкое ориентирование на рабочем месте, приобрести необходимые практические навыки в выполнении производственных операций, изучить приемы и условия безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации обслуживаемого оборудования.

После вводного инструктажа, первичного инструктажа на рабочем месте, производственного обучения и стажировки постоянно-действующая экзаменационная комиссия, созданная распоряжением по заводу, под председательством начальника цеха и присутствием представителей ОТТ, ВПЧ, ЗВО проводит проверку знаний - допуск к самостоятельной работе. Результаты проверки знаний оформляют протоколом и фиксируют в личной карточке регистрации инструктажа.

Прибористу, успешно прошедшему проверку знаний выдают удостоверение на право самостоятельной работы.

При получении прибористом неудовлетворительной оценки повторную проверку знаний назначают не позднее 1 месяца. До повторной проверки он к самостоятельной работе не допускается.

Внеплановый инструктаж проводят:

·  при введении в действие новых или переработанных стандартов, правил и инструкций по охране труда, а также изменений к ним;

·        при изменении технологического процесса, замене или модернизации оборудования, приспособлений, инструмента, исходного сырья, материалов и других факторов, влияющих на безопасность труда;

·        при нарушении работающим требований безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву, пожару, отравлению;

·        по требованию должностных лиц государственного надзора и контроля;

·        по решению работодателя.

Объем и содержание инструктажа определяют в каждом конкретном случае в зависимости от причин и обстоятельств, вызвавших необходимость его проведения.

Целевой инструктаж проводят:

·  при выполнении разовых работ, не связанных с прямым выполнением работ по специальности;

·        при ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и катастроф;

·        при производстве работ, на которых выполняется наряд-допуск, распоряжение и другие документы.

Внеочередная проверка знаний проводится:

·  при изменении производственного процесса, замене оборудования или его модернизации;

·        при введение в действие новых правил и норм безопасности, инструкций по охране труда и безопасному ведению работ;

·        в случае нарушения работниками требований правил безопасности и инструкций по охране труда;

·        по приказу или распоряжению вышестоящих организаций, руководителя предприятия;

·        по требованиям органов гос. надзора и контроля, в случае обнаружения недостаточных знаний работниками инструкций по охране труда;

Приборист должен знать способы и средства защиты от воздействий опасных и вредных производственных факторов.

Опасные и вредные факторы производства:

·  движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования, передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

·        повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

·        повышенная температура поверхности оборудования;

·        повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

·        повышенный уровень шума на рабочем месте;

·        повышенный уровень вибрации;

·        повышенный уровень ультразвука;

·        повышенная или пониженная влажность воздуха;

·        повышенная или пониженная подвижность воздуха;

·        высокое напряжение в электрической цепи;

·        недостаточное освещение рабочего места;

·        значительная высота рабочего места от пола;

·        острые кромки, заусенцы инструментов и оборудования;

·        химически опасные и вредные факторы;

·        физические перегрузки;

·        нервно-психические перегрузки.

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

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

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

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

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

·        документирована, внедрена и выполняется;

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

·        доступна для заинтересованных лиц;

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

8. Охрана окружающей среды

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

Главными задачами предприятия в области ООС являются:

·  обеспечение снижения отрицательного воздействия на окружающую природную среду;

·        соблюдение природоохранных норм и правил;

·        соблюдение правил эксплуатации сооружений и технологического оборудования;

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

·        внедрение малоотходных и безотходных технологий, ресурсосберегающей техники;

·        осуществление мер по ликвидации аварий и чрезвычайных ситуаций;

·        проведение аналитического и производственного контроля за качеством ОПС;

·        оформление статистической отчетности;

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

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

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

·  соблюдение норм технологического регламента;

·        проведение аналитического контроля за воздухом рабочей зоны;

·        проведение производственного санитарного контроля;

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

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

·        обеспечение отвода промышленных и хозяйственно-бытовых стоков.

Указанная работа проводится при содействии следующих служб АГПЗ:

·  Службы охраны окружающей среды, водоснабжения и промышленной канализации;

·        Технологического отдела АГПЗ;

·        Службы промышленной безопасности;

·        Ремонтно-механического цеха;

·        Центральной заводской лаборатории;

·        Отдела охраны труда;

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

·        Хозяйственного цеха АГПЗ (вывоз отходов).

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

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

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

·        включала обязательства следовать принципам постоянного улучшения и предотвращения загрязнений;

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

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

·        документально оформлялась, внедрялась и поддерживалась;

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

·        была доступна для общественности.

 

.1 Охрана водных ресурсов

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

Источником хозпитьевого водоснабжения служит хозпитьевой водопровод завода.

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

·  использование для технологических нужд оборотного водоснабжения;

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

·        промдождевая канализация;

·        дождевая канализация;

·        хозбытовая канализация.

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

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

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

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

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

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

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

Обезвреживания этих стоков производится на предприятии по очистке промстоков.

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

 

.2 Охрана почвы

На установке предусмотрены следующие мероприятия по защите почв от загрязнений:

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

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

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

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

 

. Общая характеристика производственного объекта. Назначение технологического процесса

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

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

Состав установки.

В состав установки входят следующие узлы и блоки:

предварительная гидроочистка сырья с подачей циркулирующего водородсодержащего

газа (ВСГ);

стабилизация гидрогенизата;

каталитическое риформирование;

стабилизация катализата;

блок приготовления товарной продукции.

блок выделения бензольной фракции

На установке есть вспомогательные системы:

узел осушки циркулирующего ВСГ цеолитами;

узел приготовления и подачи хлорорганики;

узел увлажнения системы риформинга;

узел приготовления и подачи раствора щелочи;

емкости хранения ВСГ;

промпарк сырья и гидрогенизата;

парк хранения стабильного катализата.

Количество технологических потоков - 1

Режим работы - непрерывный.

Время работы - 8000 часов в год.

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

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

10. Блок каталитического риформинга

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

от плюс 480 до плюс 530 0С.

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

Далее газопродуктовая смесь поступает в реактор Р-3.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Блок стабилизации катализата

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

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

С-10.

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

В колонне К-2 происходит стабилизация катализата.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(МОЧ 94-95), являющимися компонентами бензина.

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

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

12. Средства КИП используемые на установке У-1.734

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

13. Средства, используемые при поверке ИП

Наименование и тип СИ	Нормируемые метрологические характеристики	Поверочные средства метрологического обслуживания	Стандарты и др. нормативно-техническая документация	Примечание
Преобразователь термоэлектрический ТХА Метран-201	Основная приведенная погрешность измерения температуры, γ1 %	1. Компаратор напряжения Р3003, ТУ 25-04.3771-79, класс 0,0005; 2. Источник питания постоянного тока Б5-48; ТУ 3.233.220 (максимальное напряжение 49,9В; основная погрешность 0,5% от установленного значения или 0,1% от максимального); 3. Вольтметр универсальный Щ31, ТУ 25-04-3305-77, класс ≤0,01; 4. Мера эл. сопротивления однозначная Р3030, ТУ 25-04.4078-82, R0=100Ом, класс 0,002; 5. Магазин сопротивлений Р33, ГОСТ 23737-79, Сопротивление до 99999,9Ом, класс 0,2; 6. Кабель калибровочный; 7. Термометр образцовый 1-го разряда ПТС-10, ПИЗ.879.011, основная погрешность ±0,01ºС, диапазон -183-+630ºС; 8. Термопара платинородий-платиновая образцовая 2-го разряда типа ППО, ТУ 50-104-83, диапазон 300-1200ºС, основная погрешность ±0,9ºС; 9. Термометр стеклянный, ГОСТ 16590-71, диапазон 0-50ºС; 10. Жидкостный термостат U15C ТГЛ 32386, диапазон -60-+260ºС, погрешность термостатирования ±0,02ºС; 11. Термостат масляный ТМ-3, ТУ 50.169-80, диапазон 95-300ºС, градиент температуры ≤0,05 ºС/см в рабочем диапазоне; 12. Печь МТП-2М, ТУ 50-239-84, диапазон 300-1200ºС, градиент температуры ≤0,8 ºС/см в рабочем диапазоне.	МИ 2356-95 (14.12.1995г.)	Межпрове-рочный интервал - 1 год.

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

1.      Внешний осмотр:

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

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

·        Проверяют наличие паспорта с отметкой ОТК.

2.      Опробование термопреобразователей проводят в следующей последовательности:

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

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

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

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

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

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

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

3.      Опробование ИП проводят в следующей последовательности:

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

·    выдерживают ИП во включенном состоянии в течение 15 мин;

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

4.      Определение основной приведенной погрешности ТЭП:

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

95 % диапазона;

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

·        определяют температуру Тi в поверяемой точке по формуле (2) и рассчитывают значение основной приведенной погрешности γ1 по форму-ле: γ1=(Тi - Т0)*100%/(Tmax - Tmin). Наибольшее из рассчитанных значений

γ1 не должно превышать значения ±0,5% (для термопар с Tmax=600ºС ) и ±1% (для термопар с Tmax=900ºС ).

5.      Определение основной приведенной погрешности ИП:

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

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

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

·        основная приведенная погрешность ИП рассчитывают по формуле: γ2=(Iвых.-Iвых.р.)*100%/Iн, где Iвых.- значение выходного тока в поверяемой точке, измеряемое прибором Щ31; Iвых.р.- расчетное значение выходного тока в поверяемой точке, приведенное в таблице1 приложения; Iн- нормирующее значение выходного сигнала равное 16мА (для выходного сигнала 4-20мА);

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

·        если при проведении поверки будет обнаружено не соответствие ТЭП и ИП требованиям точности (значения γ1 и γ2), то поверка прекращается до выяс-нения причин и устранения неисправностей. После устранения неисправностей ТЭП и ИП проводят повторное опробование.

15.    Список литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

менеджмент производство управление

16.    Приложение

Приемосдаточные испытания средств КИП. Монтаж термоэлектрических преобразователей

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

Многозонные термоэлектрические преобразователи

ТХА 9517

ТХК 9517

Диапазон измеряемых температур, °C

-40…+650

-40…+550

Номинальная статическая характеристика (НСХ)

ХА(К)

ХК(L)

Класс допуска

2

2

Показатель тепловой инерции, с

60

60

Степень защиты от пыли и воды

IP00

IP00

Материал защитной арматуры

Ст.12Х18Н10Т

Ст.12Х18Н10Т

Исполнение рабочего спая

изолирован

не изолирован

Устойчивость к вибрации

группа исп. N3

группа исп. L3

Вид климатического исполнения

О1, Т1

У3, Т3

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

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

Монтаж буйковых уровнемеров

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Монтаж датчиков или контакторов давления

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

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