4.Материальный баланс

Материальный баланс установки вакуумной разгонки мазута представлен в табл. 4.1.

Таблица 4.1.

Материальный баланс

Наименование	% вес.	кг/ч	тыс. т/год
поступило
Мазут прямогонный с АВТ-6, АВТ-2	100,00	200000	1752
Итого:	100,00	200000	1752
получено
Вакуумный газойль	0,20	400	3,504
Газы разложения	0,24	489	4,283
Компонент дизтоплива	7,87	15740	137,882
1-я масляная фракция (ВД-1)	14,44	28880	252,988
2-я масляная фракция (ВД-2)	13,42	26840	235,118
3-я масляная фракция (ВД-3)	10,03	20060	175,725
4-я масляная фракция (ВД-4)	8,19	16380	143,488
Гудрон (верхний гудрон)	4,18	8360	73,233
Вакуумный остаток (гудрон)	41,18	82360	721,473
Потери	0,25	500	4,38
Итого:	100,00	200000	1752

5.Контроль производства

5.1.Технологический контроль

Технологический контроль производства представлен в табл.5.1.

Таблица 5.1.

Технологический контроль производства

Наблюдаемая стадия, контролируемые параметры	Место контроля	Нормы технологического режима	Наименование прибора	Единицы измерения
1	2	3	4	5
Расход сырья	трубопровод нагнетания	150000 - 220000	Преобразователь измерительный разности давлений	кг/ час
Температура сырья	трубопровод нагнетания	70-100	Пр-ль термоэлектрический, тип K	ºС
Расход сырья от Р–01/1,2 к Е – 01/1,2	трубопровод всасывания	120000 – 240000	Пр-ль измерительный разности давлений	кг/ час
Давление сырья из Е – 19/1,2	трубопровод всасывания	700 - 2400	Пр-ль измерительный давления с 1 отдельной мембраной	кПа
Температура компонента диз. топлива из Е – 39 за границы установки	трубопровод всасывания	30 - 60	Пр-ль термоэлектрический, тип K	ºС
Расход сырья на входе в печь F – 01/1, 1,2,3,4,5,6,7,8-ой змеевики	трубопровод на входе в печь	17000 - 27500	Вихревой расходомер 61,122 Гц	кг/ час
Расход пара высокого давления в печь F – 01/1, 1,2,3,4,5,6,7,8,-ой змеевики	трубопровод на входе в печь	151 – 300	Вихревой расходомер	кг/ час

Продолжение таблицы 5.1.

1	2	3	4	5
Дымовые газы после радиации печи F – 01/1,2	трубопровод на выходе из печи	550 – 640	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Содержание кислорода в дымоходе из печи F – 01/ 1,2	трубопровод на выходе из печи	5,0 – 9,0	Анализатор кислорода	% объемных
Содержание "СО" в дымоходе из печи F – 01/ 1,2	трубопровод на выходе из печи	0 – 49	Анализатор СО	ррm СО
Температура перегретого пара на выходе из печи F – 01/1,2	трубопровод на выходе из печи	270 – 400	Пр-ль термоэлектрический, тип K	ºС
Температура сырья из печи F – 01/1,2 1,2,3,4,5,6,7,8-й змеевики	трубопровод на выходе из печи	380 – 399	Пр-ль термоэлектрический, тип K	ºС
Давление верха колонны К-01	Верх колонны К-01	-88 ÷ -96	Пр-ль измерительный давления	кПа
Уровень на сборной тарелке компонента дизтоплива колонны К – 01	колонна К – 01	21 ­­­­- 80	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура верха колонны К-01	Верх колонны К-01	70 – 90	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Давление в линии верхнего Ц.О. в К – 01, фильтр S – 01	колонна К – 01	0 – 99	Пр-ль измерительный разности давлений с 2 отдельными мембранами	кПа
Давление в линии среднего Ц.О. в К – 01, фильтр S – 02	колонна К – 01	0 – 99	Пр-ль измерительный разности давлений	кПа
Уровень на сборной тарелке 1 масляной фракции колонны К – 01	колонна К – 01	20 – 100	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%

Продолжение таблицы 5.1.

1	2	3	4	5
Уровень на сборной тарелке 2 масляной фракции колонны К – 01	колонна К – 01	20 - 100	Пр-ль измерительный разности давлений с 2 отдельными мембранами	%
Температура в линии вывода 1 масляной фракции из колонны К – 01	трубопровод всасывания	250 – 270	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Температура в линии вывода 2 масляной фракции из колонны К – 01	трубопровод всасывания	260 – 310	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Давление в линии нижнего Ц.О. в К – 01, фильтр S – 03	колонна К – 01	0 – 99	Пр-ль измерительный разности давлений	кПа
Уровень на сборной тарелке 3 масляной фракции колонны К – 01	колонна К – 01	15 – 100	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура в линии вывода 3 масляной фракции из колонны К – 01	трубопровод нагнетания	310 – 335	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Температура в линии вывода 4 масляной фракции из колонны К – 01	трубопровод нагнетания	340 – 360	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Уровень на сборной тарелке верхнего гудрона колонны К – 01	колонна К – 01	15 - 100	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура в линии вывода верхнего гудрона из колонны К – 01	трубопровод всасывания	350 – 378	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Температура сырья на входе в К – 01	трубопровод нагнетания	374 – 394	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С

Продолжение таблицы 5.1.

1	2	3	4	5
Давление в линии 4 масляной фракции в S – 04/1,2	трубопровод нагнетания	0 – 99	Пр-ль измерительный разности давлений	кПа
Расход в линии 4 масляной фракции в колонну К – 01	трубопровод нагнетания	30000 – 60000	Вихревой расходомер 31,546 Гц	кг/ час
Уровень в низу колонны К – 01	низ колонны К – 01	21 - 79	Пр-ль измерительный разности давлений с 2 отдельными мембранами	%
Температура в линии вывода гудрона с К – 01	трубопровод всасывания	300 – 354	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Расход в линии компонента диз- топлива в К – 01 (внутреннее орошение )	колонна К – 01	5000 – 35000	Вихревой расходомер	кг/ час
Расход перегретого пара в низ колонны К – 01	низ колонны К – 01	1700 – 3500	Диафрагма камерная	кг/ час
Уровень в колонне К – 03/1	колонна К – 03/1	21 - 79	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура в колонне К – 03/1	колонна К – 03/1	230 - 260	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Расход пара в колонну К – 03/1	колонна К – 03/1	200 - 800	Диафрагма камерная	кг/ час
Уровень в колонне К – 03/2	колонна К – 03/2	21 - 79	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура в колонне К – 03/2	колонна К – 03/2	200 - 300	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Расход перегретого пара в колонну К – 03/2	колонна К – 03/2	150 - 800	Диафрагма камерная	кг/ час
Уровень в колонне К – 03/3	колонна К – 03/3	21 - 79	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%

Продолжение табл.5.1.

1	2	3	4	5
Температура в колонне К – 03/3	колонна К – 03/3	290 - 320	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Расход перегретого пара в колонну К – 03/3	колонна К – 03/3	160 - 800	Диафрагма камерная	кг/ час
Уровень в колонне К – 03/4	колонна К – 03/4	21 - 79	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%
Температура в колонне К – 03/4	колонна К – 03/4	330 - 355	Пр-ль термоэлектрический, тип K	°С
Расход перегретого пара в колонну К – 03/4	колонна К – 03/4	280 - 800	Диафрагма камерная	кг/ час
Уровень раздела фаз в барометрической емкости Д – 10	барометрическая емкость Д – 10	51 - 89	Пр-ль измерительный уровня буйковый	%

5.2. Аналитический контроль

Аналитический контроль производства представлен в табл. 5.2.

Таблица 5.2.

Аналитический контроль производства

Наименование вещества потока, который контролируется	Контролируемые показатели	Величина		Размерность	Метод контроля
1	2		3	4	5
Прямогонный мазут, отбор пробы с выкида насоса Р-01/1,2	Фракционный состав			°С	Методика ПО "НАФТАН"
	5 %	не менее 280
	10 %	не нормируется

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
	20 %	не нормируется
	40 %	не нормируется
	50 %	не нормируется
	Плотность при 20ºС	900-955	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Температура вспышки в открытом тигле,	не менее 145	˚С	ГОСТ 4333-87
	Условная вязкость	Не нормир., определение обязательно	сек при 100˚С	ГОСТ 6258-85
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	%масс	ГОСТ 1437-75
Компонент дизельного топлива после А-01	Плотность при 20ºС	Не нормир., определение обязательно	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Фракционный состав:		˚С	ГОСТ 2177-99
	5 %	не нормируется
	50 %	не более 340
	95 %	не более 380

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
	Разность потенциалов	Не нормир., определение обязательно	мВ ( H2S )	ГОСТ 17323-71
	Температура вспышки в закрытом тигле	Не нормир., определение обязательно	˚С	ГОСТ 6356-75
	Температура застывания	Не нормир., определение обязательно	˚С	ГОСТ 20287-91
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	% масс	ГОСТ 1437-75
1-я масляная фракция (ВД-1) после Е-33/1,2	Плотность при 20ºС	Не нормир., определение обязательно	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Фракционный состав		˚С	ASTMD 1160
	5 %	не менее 360
	50 %	не нормируется
	95 %	не более 420
	Вязкость кинематическая при 100˚С	не менее 3,5	сСт	ГОСТ 33-2000
	Температура вспышки в открытом тигле	не менее 195	˚С	ГОСТ 4333-87

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	% масс	ГОСТ 1437-75
	Цвет	не более 2.0	единиц ЦНТ	ГОСТ 20284-74
2-я масляная фракция (ВД- 2) после Е-34/1,2	Плотность при 20ºС	Не нормир., определение обязательно	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Фракционный состав		˚С	ASTMD 1160
	5 %	не менее 390
	50 %	не нормируется
	95 %	не более 470
	Вязкость кинематическая при 100˚С	не менее 5,5	сСт	ГОСТ 33-2000
	Температура вспышки в открытом тигле	не менее 220	˚С	ГОСТ 4333-87
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	% масс	ГОСТ 1437-75
	Цвет	не более 3.0	единиц ЦНТ	ГОСТ 20284-74

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
3-я масляная фракция (ВД-3) после Е-35/1,2	Плотность при 20ºС	Не нормир., определение обязательно	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Фракционный состав		˚С	ASTMD 1160
	5 %	не менее 430
	50 %	не нормируется
	95 %	не более 510
	Вязкость кинематическая при 100˚С	не менее 10	сСт	ГОСТ 33-2000
	Температура вспышки в открытом тигле	не менее 240	˚С	ГОСТ 4333-87
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	% масс	ГОСТ 1437-75
	Цвет	не более 4,5	единиц ЦНТ	ГОСТ 20284-74
4-я масляная фракция (ВД-4) после Е-36/1,2	Плотность при 20ºС	Не нормир., определение обязательно	кг/м3	ГОСТ 3900-85
	Фракционный состав		˚С	ASTMD 1160
	5 %	не менее 470
	50 %	не нормируется
	95 %	не более 560
	Вязкость кинематическая при 100˚С	не менее 18	сСт	ГОСТ 33-2000

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
	Температура вспышки в открытом тигле	не менее 270	˚С	ГОСТ 4333-87
	Содержание серы	Не нормир., определение обязательно	% масс	ГОСТ 1437-75
	Цвет	не более 6,5	единиц ЦНТ	ГОСТ 20284-74
	Коксуемость	не более 1,3	% масс	ГОСТ 19932-99 ГОСТ 8852-74
Гудрон (Верхний гудрон) после Е-24	Фракционный состав		˚С	ASTMD 1160
	5 %	не нормируется
	10 %	не нормируется
	50 %	не нормируется
	Температура вспышки в открытом тигле	не нормируется	˚С	ГОСТ 4333-87
	Вязкость условная при 80˚С	Не нормир., определение обязательно	сек	ГОСТ 11503-74
Вакуумный остаток (Гудрон ) после Е-27	Вязкость условная при 80˚С	не менее 25	сек	ГОСТ 11503-74
	Фракционный состав до 500˚С выкипает	Не нормируется	%	ASTMD 1160

Продолжение таблицы 5.2.

1	2	3	4	5
Вакуумный остаток (Гудрон ) после Е-19	Вязкость условная при 80˚С	не менее 25	сек	ГОСТ 11503-74
Газы разложения после Д-07	Содержание О2	не более 1.2	% масс	ГОСТ 121005-88
Вода оборотная	Загрязнение углеводородами	не более 25	мг/л	Методика ПО "Нафтан "
Горячая вода	Загрязнение углеводородами	не более 25	мг/л	Методика ПО " Нафтан "

Контроль качества продукции проводится центральной заводской лабораторией в соответствии с нижеприведёнными стандартами.

Метод определения фракционного состава.

ГОСТ 2177-99 устанавливает метод определения фракционного состава нефтепродуктов.

Фракционный состав является определяющей характеристикой при установлении области применения нефтепродуктов. Пределы гарантируют качество продуктов с соответствующими характеристиками испаряемости .

Условия испытания по методу с применением автоматического оборудования эмпирически подобраны так, что они коррелируют с условиями перегонки при использовании ручного оборудования, а также с другими характеристиками испаряемости.

Нагревают колбу для перегонки ее с содержимым.

После того как отмечена температура начала кипения, цилиндр ставят так, чтобы кончик холодильника соприкасался с его внутренней стенкой, а конденсат стекал по стенке. Продолжают регулировать нагрев с таким расчетом, чтобы скорость перегонки от 5 %-ного отгона до получения 95 см³ отгона в мерный цилиндр была постоянной для всех групп. Если перегонка не удовлетворяет требованиям, приведенным в таблице, то ее следует повторить.

От начала кипения до конца испытания записывают все данные для расчета, которые включают показания термометра при указанном проценте отгона или процент отгона при заданном показании термометра, или то и другое.

Отмечают температуру конца кипения (температуру вскипания) или температуру конца перегонки (температуру выпаривания). При необходимости записывают оба значения и прекращают нагревание. Если до достижения температуры конца кипения (температуры вскипания) не вся жидкость испарилась со дна колбы, объем этой жидкости принимают за остаток.

По мере поступления конденсата через конденсаторную трубку в цилиндр отмечают его объем с интервалом в 2 мин до тех пор, пока два последовательных измерения не дадут одинаковых результатов. Тщательно измеряют этот объем, записывают его значение с точностью до 0,5 см³ как процент отгона (выхода).

После охлаждения колбы ее содержимое выливают в конденсат, собранный в цилиндре, и дают ему стечь до тех пор, пока не будет наблюдаться значительное увеличение объема жидкости в мерном цилиндре, записывают этот объем с точностью до 0,5 см³ как восстановленный общий процент продукта.

Далее обрабатывают результаты.

Метод определения кинематической вязкости.

ГОСТ 33-2000 устанавливает метод определения кинематической вязкости у жидких нефтепродуктов, прозрачных и непрозрачных жидкостей измерением времени истечения определенного объема жидкости под действием силы тяжести через калиброванный стеклянный капиллярный вискозиметр.

Определение коксуемости по Конрадсону.

ГОСТ 19932-99 устанавливает метод определения массовой доли коксового остатка по Конрадсону от 0,01до30,0%,образовавшегося после выпаривания и пиролиза относительно нелетучих нефтепродуктов, которые частично подвергаются разложению в процессе перегонки при атмосферном давлении.

Коксовый остаток характеризует склонность нефтепродукта к коксообразованию.

В кварцевый или фарфоровый тигель, доведенный предварительно до постоянной массы, помещают два стеклянных шарика. Нагревают тигель до температуры не ниже 110⁰С, охлаждают и взвешивают с точностью 0,0001 г до тех пор, пока расхождение между последовательными взвешиваниями не будет превышать 0,0005 г. Тигель с пробой помещают в центр тигля Скидмора.

Выравнивают песок в большом наружном стальном тигле и устанавливают на него тигель Скидмора точно в центр. Закрывают крышками внутренний и наружный тигель. Крышка наружного тигля должна обеспечивать выход паров, образующихся при нагревании нефтепродуктов.

На подставку или кольцо помещают проволочный треугольник, на него кладут изолятор, в центр которого помещают комплект тиглей. Комплект накрывают кожухом, обеспечивающим равномерное распределение тепла. Аппарат ставят в вытяжной шкаф, в котором не должно быть сильной тяги.

Под дно наружного тигля подставляют горелку и отмечают время. Пламя горелки должно быть высоким и некоптящим. При появлении дыма над вытяжной трубой передвигают и наклоняют горелку так, чтобы пламя сосредоточилось на одной стороне и вызвало воспламенение паров. Когда пары загорелись, нагревание временно прекращают, горелку удаляют, и затем перед ее установкой регулируют скорость нагрева так, чтобы пары равномерно горели над вытяжной трубой, но не выше проволочного мостика (50 мм). Если пламя не поднимается выше трубы, нагревание можно увеличить.

Для нефтепродуктов с коксуемостью до 1% период горения должен продолжаться 13+1 мин, при коксуемости выше 1 % - 17+4 мин.

Коксуемость нефтепродукта или 10 %-ного остатка при разгонке, %, вычисляют по формуле:

Коксуемость=(m₃ –m₁)*100/(m₂ –m₁),

где m₁- масса пустого тигля с двумя стеклянными шариками, г;

m₂ - масса тигля с образцом, г;

m₃ - масса тигля с двумя стеклянными шариками и остатком, г.

Ускоренный метод определения серы (ГОСТ 1437-75).

Анализируемый продукт взвешивают в фарфоровой лодочке , на дно которой помещено небольшое количество шамота. Навеску равномерно распределяют по всей лодочке.

Массу нефтепродукта в лодочке засыпают предварительно просеянным и прокаленным шамотом (массу кокса шамотом не засыпают) и помещают в кварцевую трубку перед входом в печь. Трубку быстро закрывают пробкой и пропускают через систему воздух со скоростью около 0, 5 дм³ /мин, измеряя скорость подачи воздуха с помощью реометра или другого измеряющего устройства.

Сжигание нефтепродукта проводят при 900-950 ⁰С в течение 30-40 мин, а для летучих продуктов ( нефтей) и продуктов, содержащих 50% и более ароматических соединений, в течение 50-60 мин, постепенно передвигая трубку с лодочкой помещают вдоль печи, не давая продукту воспламеняться. После этого трубку с лодочкой помещают в центральную, наиболее раскаленную часть печи,где ее прокаливают еще в течение 15 мин.

По окончании сжигания трубку с лодочкой постепенно в течение 10-15 мин отодвигают в обратном направлении, отсоединяя приемник от трубки и промывают кварцевое колено дистиллированной водой, сливают ее в приемник. Содержимое приемника титруют 0,02 н. раствором гидроокиси натрия в присутствии 8 капель смешанного индикатора до перехода фиолетовой окраски раствора в ярко-зеленую. Если продукт содержит более 2 % серы, то для титрования применяют бюретку вместимостью на 25 мл.

Перед анализом проб нефтепродуктов проводят контрольный опыт в тех же условиях, но без навески нефтепродукта.

Массовую долю серы ,%, (X)определяют по формуле:

X=16*с*(V₁ - V ₀)*100/1000*m₂

где V₀ - объем раствора гидроокиси натрия, израсходованный на титрование контрольного опыта, см;

V₁ - объем раствора гидроокиси натрия, израсходованный на титрование после сжигания нефтепродуктов, см ;

с - молярная концентрации вещества эквивалента,моль/дм ;

16 - эквивалентная масса серы, г ;

m₂ - масса продукта, взятого на анализ, г .

Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле (ГОСТ 6356-75)

Настоящий стандарт устанавливает методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле по методам Кливленда (метод А) и Бренкена (метод Б).

При возникновении разногласий в оценке качества нефтепродуктов определение проводят по методу Кливленда.

Нагрев нефтепродукта в открытом тигле с установленной скоростью до тех пор, пока не произойдет вспышка паров (температура вспышки) нефтепродукта над его поверхностью от зажигательного устройства и пока при дальнейшем нагревании не произойдет загорание продукта (температура воспламенения) с продолжительностью горения не менее 5с.

Метод определения условной вязкости (ГОСТ 11503-74)

Настоящий стандарт распространяется на нефтяные битумы и устанавливает метод определения условной вязкости.

Сущность метода заключается в измерении времени, в течение которого определенное количество битума протекает через калиброванное отверстие вискозиметра при заданной температуре.

Битум, нагретый на 2-3˚С выше температуры испытания, наливают в цилиндр вискозиметра так, чтобы боковой штифт отвесно поставленного шарикового клапана был погружен в продукт до половины своего диаметра. Битумы необходимо наливать так, чтобы не образовывались пузырьки воздуха.

Битум, залитый в цилиндр вискозиметра, хорошо перемешивают термометром.

При достижении температуры испытания с погрешностью не более 0,5˚С убирают фарфоровую чашку из-под сточного отверстия вискозиметра и на ее место подставляют чистый сухой измерительный цилиндр так, чтобы при сливе продукт не разбрызгивался по стенкам цилиндра. Затем из цилиндра вискозиметра вынимают термометр, быстро приподнимают за стержень шариковый клапан и вешают его на край цилиндра или на специальный держатель.

В момент, когда уровень битума достигнет в измерительном цилиндре метки 25мл, выключают секундомер. Когда уровень продукта достигнет метки 75мл, секундомер останавливают и вычисляют время испытания.

За условную вязкость, выраженную в секундах, принимают время истечения 50мл битума.

За результат испытания принимают среднее арифметическое значение двух параллельных определений , округленное до целого значения.

6. ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1.Охрана труда

6.1.1.Характеристика опасности производства. Опасность производства характеризуется следующими особенностями:

1.Высокой огнеопасностью продуктов переработки.

2.Возможностью образования взрывоопасных смесей газов и паров переработки с воздухом.

3.Отравляющими свойствами газов и паров продуктов переработки и реагентов.

4.Образованием и возможным самовозгоранием пирофорных соединений на воздухе.

5.Наличием электротока высокого напряжения.

6.Высокой температурой продуктов переработки.

7.Наличием мест возможного накапливания вредных газов и мест с низким содержанием кислорода.

8.Возможностью получения химических и термических ожогов.

9.Наличием вращающихся частей оборудования.

10.Возможностью падения с высоты при обслуживании оборудования.

6.1.2.Средства пожаротушения. Для локализации и тушения возможных загораний установка обеспечена следующими средствами пожаротушения:

пожарными ящиками с песком, носилками, лопатами;

огнетушителями углекислотными ОУ-80;

огнетушителями ОУ-25;

огнетушителями ОУ-10;

огнетушителями ОУ-5;

кошмами;

сухотрубами паровыми и следующими системами:

стационарное пенотушение в насосных;

водяное орошение колонн для защиты против перегрева и последующих деформаций конструкций от пожара;

дренчерные стенки в насосных для отделения аварийного насосного оборудования от другого оборудования;

наружное и внутреннее паротушение технологических печей, паровая завеса для отделения печей от остального оборудования при пожаре;

дренчерная завеса в кабельной галерее для тушения в отдельных пожарных отсеках;

лафетные стволы для тушения оборудования на высоте не более 30 м;

система электрической пожарной сигнализации.

Места расположения первичных средств пожаротушения, пожарного инвентаря согласованы с пожарной охраной объединения.

Мелкие очаги загорания ликвидируются кошмами, огнетушителями, водой, паром, пеной.

Тушение электродвигателей и частей механизмов находящихся под напряжением, производится углекислотными огнетушителями. Крупные загорания ликвидируются силами ОВПО.

Для защиты оборудования от перегрева, обечайки колонн облицованы огнеупорным кирпичом. Во избежание растекания нефтепродукта при возможной разгерметизации оборудования и трубопроводов блоки установки оборудованы бордюрами высотой не менее 15 см.

Для вызова пожарной охраны на установке имеется пожарная связь ЭПС и пожарные извещатели, расположенные на территории установки.

6.1.3. Взрыво-, пожароопасные и токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции, реагентов и отходов производства. Взрыво-, пожароопасные и токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции, реагентов и отходов производства приведены табл.6.1

Таблица 6.1.