Измерение температуры

Температура является одним из важнейших параметре определяющих протекание многих технологических процессе Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз кость жидкостей и паров и т. д.

В настоящее время для нахождения температуры используются следующие основные физические явления, происходящие веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твердых тел;

2) изменение давления жидкостей и газов, заключенных постоянный объем;

3) возникновение и изменение термоэлектродвижущих сил в термоэлементах;

4) изменение активного электрического сопротивления про
водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.
В зависимости от названных явлений классифицируются при-

боры для измерения температуры, называемые термометрами.

Термометрами расширения называются такие приборы, в которых используется наблюдаемое при изменен температуры изменение объема или линейных размеров к В зависимости от веществ, используемых в приборах, термометры расширения подразделяются на жидкостные и деформационные. Действие жидкостных термометров расширения основа­но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи­ческих термометров основано на изменении линейных разме­ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост­ные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750°С), а термометры с органическими жидко­стями— для измерения низких температур (спирты до —100°С, толуол до —90°С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми и угловыми под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений.

В технологических процессах с повышенными- температурами широко применяются термоэлектрические термометры, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными, то при нагревании спая на свободных концах возникнет разность потенциалов Е_Ав или термоэлект­родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво­бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на­зывается термопарой.

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме­рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна­чению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары. Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра­зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера­турного сопротивления. В промышленности широко применяют­ся термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла­тина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt). второй элект­род— из чистой платины. Такая термопара обладает повышен­ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме­няется для измерения температур от 200до1300°С при длитель­ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм. Термопара. ТХА (хромсль-алюмсль) имеет один термоэлект­род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мn), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мn, 1 % Si, 0,5 % Fe). При­меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про­должительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер­моэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56% Ni, 44% Сг). Применяется для измерения температуры от —50 до 600 °С при продолжи­тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контро­ля часто один измерительный прибор работает в. комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу­ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из­мерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измере­ния температуры разработаны специальные приборы, называе­мые потенциометрами.

Измерение уровня жидкости

В производственных процессах большое значение имеет кон­троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз­личных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие в них нефти или нефтепродуктов, не­обходимых для протекания технологических процессов в требуемом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Hнеобходимо следить лишь, за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений Уровни жидкости измеряются различными методами, измерения используются различные контрольно-измерительными приборы. При измене уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, ось поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропорциональный изменению уровня. Поворот оси передается указателю.

В камерном уровнемере камера подсоединяется к технологическому аппарату двумя трубками, образуя систему сообщающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси преобразуется в пропорциональное давление сжатого воздух».

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по плавками легче жидкости, предназначенных или дистанцион­ного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним относятся уровнемеры поплавковые камерные (PУПK), уровнемеры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплавковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР—ВОЛ (производство ВНР).

Измерение расхода и количества жидкостей

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде­ние технологических процессов.

Расходом называется масса (или объем) вещества (жид­кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро­вода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря­ется в м³/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют также в м³/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).

Приборы для измерения расхода называются расходоме­рами. Следует напомнить, что показания расходомеров харак­теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп­ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счетчики.

По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:

переменного перепада давления—измеряющие расход по пе­репаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие расход по площади сечения потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью пересекающей магнитные поля;

ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко­вых колебаний движущейся средой;

тахометрические — измеряющие расход по скорости враще­ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из­меряемой среды;

пневмометрические (напорные) — измеряющие расход по скорости потока в одной или нескольких точках поперечно го сечения трубопровода.

Наибольшее распростране­ние при измерении расхода жидкостей и газов в промышленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществля­ется косвенным путем, т. е. определением перепада давле­ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют­ся также дифманометры-расходомеры. При измерении расхода с помощью U-образного дифманометра-расходометра в трубопроводе устанавливается диафрагма — устройст­во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра­стает, а давление падает. Разность давлений р₁ и р₂ после ди­афрагма называется перепадом давления, величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно­фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму выделение газов или выпадение осадков искажает результаты из­мерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяют­ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифманометры.

В последнее время разработаны тахометрические расходоме­ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро­сти потока измерением скорости вращения специальной турбинки (ротора), находящегося в потоке.

Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности

Измерение содержания воды. В связи с внедрени­ем автоматизированных блочных замерных установок и безрезервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при­боры для автоматического определения содержания воды в продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар­ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро­вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется, различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый диэлектрометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой i меси. Безводная нефть является типичным неполярным диэлектриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за удержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, называются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо
контролировать содержание воды как в исходной, так и в обезвоженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти разработаны приборы типа УВН.

Между обкладками конденсатора протекает контролиру­емая, а конденсатора - обезвоженная нефть, полученная отгонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки. Емкости конденсаторов сравниваются в блоке, на выходе которого формируется сигнал в виде час­тоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов.

В блоке имеются два генератора Г₁ и Г₂, усилитель У, кон­денсаторы С_и и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока. Преобразователь соединен с блоком линией связи. Вы­ходной сигнал преобразователя подается на вторичный прибор потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со­держания воды в нефти.

Сопротивления служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста­новке нуля) при помощи вентиля через конденсатор пропус­кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах, 0—3%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%. Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влагосодержания имеется существенный недостаток — прибор оказы­вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи­тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для изме­рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой­ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу­зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектро­скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти­ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин­тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави­сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз­меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сре­ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности откры­вает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей­ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль­сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти разработан автоматический анализатор И0Н-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство­рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали­затора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений И0Н-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 иг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

Измерение плотности. Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распростране­ние получили приборы, принцип действия которых основан кг измерении частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко­торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф­ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав­нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба­ние посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю­щейся функцией плотности жидкости, которую они содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен­ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио­нарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи­большее применение, получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 дс 1600 кг/м³, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере­ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м³. Принцип действия ука­занных приборов — вибрационный.

Учет нефти

Учет нефти осуществляется на всем пути ее движения, начи­ная с замера дебита отдельных скважин и кончая учетом нефти, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам. Нефть в сыром (обводненном) виде замеряется на бригадных и промысловых узлах учета нефти. После обезвоживания и обессоливания нефть уже в так называемом товарном виде учитывается при осущест­влении приемо-сдаточных операций между нефтедобывающими предприятиями и управлениями трубопроводного транспорта нефти, а также между управлениями трубопроводного транспор­та при перекачке нефти по магистральным нефтепроводам.

До недавнего времени основным средством учета нефти яв­лялся резервуар. Приемо-сдаточные пункты учета нефти разме­щались в основном на нефтепромыслах, где нефть передавалась транспортирующим организациям, и на нефтеперерабатываю­щих заводах, где нефть принималась от транспортирующих ор­ганизаций для переработки. На приемо-сдаточных пунктах осу­ществлялись прием и сдача нефти по количеству и качеству. Нефть предъявляли к приему в калиброванных резервуарах, а качество сдаваемой нефти определялось по отобранным про­бам в химических лабораториях. Данный метод учета нефти мог использоваться в отрасли, пока добыча нефти была ограничен­ной. Впоследствии данный метод учета стал неприемлемым.

Для организации учета нефти с использованием резервуаров и химических лабораторий потребовались бы огромные капи­тальные вложения в их сооружение, кроме того, построить но­вые резервуары и химические лаборатории за короткий проме­жуток времени практически невозможно.

Необходимо было также повысить достоверность учета нефти.

C использованием резервуарного метода очень сложно автоматизировать процесс коммерческого учета нефти. Все отмеченные факторы повлияли на пересмотр систем товарно-учетных операций и перевод их на поточные методы. Бы­ли разработаны и серийно освоены производством счетчики-рас­ходомеры нефти на потоке различных конструкций. В нефтяной промышленности наибольшее применение получили тахометрические вихревые и ультразвуковые приборы. Тахометрические приборы, в свою очередь, подразделяются на обычные и тур­бинные.

При объемном методе измерения поток нефти или нефтепро­дуктов делится механическим способом на отдельные порции, которые подсчитываются. В зависимости от средств разделения потока счетчики подразделяются на несколько типов. Наиболее распространены шестеренчатые и лопастные.

В настоящее время счетчики жидкости с овальными шестер­нями являются основными приборами камерного типа для изме­рения количества жидкостей, с вязкостью от 0,55-10~⁶ до 3-10 ⁴ м²/с, температурой от —40 до 120°С и давлением до 6,4 МПа, в трубах диаметром до 100 мм. При указанных усло­виях погрешность счетчиков составляет ±0,5 %.

Лопастные счетчики жидкости используются у нас в стране в основном для трубопроводов диаметром от 100 до 200 мм. Их подвижная система состоит из цилиндра, вращающегося вокруг своей центральной оси, и четырех лопастей, перемещающихся в радиальных прорезях цилиндра. В любом положении одна или две лопасти выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю цилиндрическую поверхность корпуса счетчика. При этом они перекрывают кольцевой проход и, находясь под раз­ностью давлений жидкости, поступающей и уходящей из счет­чика, перемещаются вместе с последней, вызывая при этом вра­щение всей подвижной системы. Лопасти совершают сложное вращательно-поступательное движение, так как при вращении вместе со своим цилиндром они одновременно перемещаются внутри его прорезей. Цилиндр вращающейся системы может быть расположен как концентрично, так и эксцентрично по от­ношению к внутренней цилиндрической поверхности корпуса счетчика. В первом случае небольшая часть кольцевого про­странства между двумя цилиндрическими поверхностями закры­вается неподвижной вставкой, препятствующей непосредственно­му перетеканию жидкости из подводящей трубы в отводящую.

При измерении малых расходов объемные счетчики обеспе­чивают высокую точность и хорошую повторяемость в большом диапазоне измерения расходов.

При увеличении вязкости попытается точность объемных счетчиков, так как с увеличением гидравлического сопротивле­ния уменьшаются утечки из камеры.

К недостаткам объемных счетчиков можно отнести большие габариты, необходимость тонкой очистки, увеличение погрешно­сти из-за увеличения утечек в результате истирания роторов и корпуса, поэтому на обслуживание измерительных установок требуются большие эксплуатационные затраты.

В последние годы значительный прогресс достигнут в обла­сти изготовления ультразвуковых расходомеров, действие кото­рых основано на законах распространения звука в жидкости. Ультразвуковые сигналы обычно формируются пьезоэлектриче­ским генератором, который преобразует входной электрический сигнал в последовательность звуковых импульсов.

Основными преимуществами ультразвуковых расходомеров
по сравнению с устройствами для измерения расхода других являются: достаточно высокая точность измерения (погрешность до ±0,5.% от диапазона измерения), сравнимая с точностью тур­бинных расходомеров; высокая надежность в связи с отсутствием движущихся час­тей, соприкасающихся с контролируемой средой; отложение за­грязнений контролируемой среды на поверхностях датчика не приводит к резкому ухудшению его точности.

Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли
счетчики-расходомеры турбинного типа. Принцип работы этих счетчиков-тахометрический, в основе которого измерение ско­рости потока путем измерения скорости вращения тела (ротора), находящегося в потоке.

В турбинных счетчиках основным элементом служит вра­щающаяся в подшипниках турбинка. В идеальных условиях ско­рость вращения турбинки пропорциональна скорости потока и число оборотов соответствует определенному количеству про­пущенного продукта. В реальных условиях, вследствие неравно­мерности потока, дисбаланса ротора и сжимаемости среды, дей­ствительное число оборотов будет отличаться от расчетного, что определяет возникновение погрешности, особенно при малых расходах.

Турбинные счетчики имеют ряд преимуществ по сравнению с объемными. Они не требуют тонкой фильтрации, долговечнее и удобнее в эксплуатации, выдерживают более высокое давле­ние, монтаж их на трубопроводе несложен из-за небольших га­баритов и массы.

Основные недостатки турбинных счетчиков связаны с нали­чием движущихся частей, приводящих к истиранию подшипни­ков и увеличению погрешности, а также большого перепада дав­ления на счетчике из-за находящегося в потоке ротора, создаю­щего сопротивления потоку. При этом возникают потери напо­ра, которые с учетом фильтрации достигают 0,1 МПа. Несмотря на указанные недостатки, турбинные счетчики выпускаются оте­чественной промышленностью и многими зарубежными фирма­ми и в настоящее время являются основным средством учета жидкости на потоке.

В нефтяной промышленности широко используются счетчики «Норд»,-выпускаемые заводами Миннефтепрома, «Турбоквант», выпускаемые в ВНР, и некоторые другие.

Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едины­ми правилами учета. Они сводятся в основном к:

1) измерению объема нефти;

2) измерению ее средней температуры;

3) определению средней плотности нефти и приведению ее к20°С;

4) определению содержания воды, солей и механических при­месей.

После получения этих данных объем нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из дан­ной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто.

При учете количества нефти в резервуарах объем ее опре­деляют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают заме­ром температуры нескольких проб нефти, плотность — ареомет­ром (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механиче­ских примесей определяется лабораторным анализом средней

пробы нефти.

При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезервуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расхо­домера, температуру, плотность, содержание воды, солей — со­ответственно термометром, плотномером, солемером и влагоме­ром, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке.

Учет нефти в резервуарах

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, за­нимаемому, ею в резервуаре. Для быстрого и точного определе­ния объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерны­ми) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калиб­руют различными методами: при помощи мерных сосудов, нали­вом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих ко­личество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара.

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходи­мой точности. На практике наиболее доступен метод обмера ре­зервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные ци­линдрические резервуары калибруют измерением высоты и внут­реннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окруж­ности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуа­ра жидкостью на 60—80%, поскольку на точность калибровоч­ных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании ко­торого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резер­вуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибро­вочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборни­ка пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умно­жая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как прави­ло, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изме­няться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать сред­нюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плот­ность этой пробы.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикреп­ляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой-с лотом осуществляется следую­щим образом: измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым сто­ликом резервуара в точке касания лота рулетки и риской план­ки замерного люка. Полученный результат сравнивают с извест­ной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1±4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить; медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти; поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения липни смачивания на ленте рулетки; отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре изме­ряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм из­мерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

Для контроля за наличием подтовар­ной воды измеряют ее уровень в резер­вуарах и других емкостях при помощи водочувствительной ленты или пробоотборника. Затем по градуировочной характеристике резервуаров находят объ­ем подтоварной воды. Для определения объема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции.

При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры про­бы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20°С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина — Старка.

После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент обводненной неф­ти, и получают массу нетто, т. е. массу чистой нефти, выражен­ную в тоннах.

Учет нефти по счетчикам

Основным элементом узла учета нефти является турбинный расходомер. Конструктивно турбинный расходомер состоит из корпуса, внутри которого размещается турбинка, насаженная на ось. Турбинка вместе с осью вращаются на подшипниках. Применяются подшипники качения или сколь­жения. Расходомеры, выполненные на подшипниках качения, предназначены для измерения потоков нефти с вязкостью до 0,3-10^-4 м²/с, на подшипниках скольжения— до 3-10^-4 м²/с

Для повышения надежности и точности работы расходомера в его конструкции предусмотрены обтекатель 5 и направляющие аппараты 7. Снаружи корпуса турбины укреплена фланцевая втулка 6 с резьбовым гнездом для установки магнитоиндукционного датчика, представляющего собой катушку индуктивности с сердечником из магнитного материала.

Принцип работы турбинного расходомера основан на пре­образовании линейной скорости движения потока жидкости в пропорциональную ей угловую скорость вращения крыльчат­ки турбинки. При вращении турбинки расходомера лопасти ее, изготовленные из магнитного материала, наводят импульсы электродвижущей силы в магнитоиндукционном датчике, про­порциональные по частоте скорости потока жидкости. После­дующим усилением и преобразованием электрических импуль­сов в электронном блоке вызывается срабатывание шестираз­рядного электромеханического счетчика, вынесенного на лице­вую панель электронного блока.

Несмотря на относительно высокую точность замера расхода турбинными расходомерами, особенно при нагрузках, прибли­жающихся к максимальным, они требуют проверки, так как со временем отклонения в их показаниях могут значительно воз­растать (в связи с износом лопаток, подшипников и т. д.).

Для проверки турбинных расходомеров непосредственно на месте создана поверочная трубо-поршневая установка (ТПУ). Работа ее основана на сравнении расходов, полученных расхо­домером на узле учета и ТПУ, при прохождении через них оди­наковых количеств жидкости в определенный интервал времени.

Конструктивно ТПУ состоит из трубо-поршневого устройства и электронного блока. Трубо-поршневое устрой­ство состоит из калиброванного участка трубы, тройника, расширителя, крана-манипулятора, двух детекторов, шарового разделителя, термометров и образцового манометра.

Калиброванный участок трубы установки ограничивается двумя детекторами, которые фиксируют прохождение шаро­вым разделителем этого участка трубы. Для уменьшения изно­са шарового разделителя внутренняя поверхность калиброван­ного участка трубы покрывается эпоксидной смолой. Наружная часть трубо-поршневого устройства теплоизолирована.

Принцип работы поверочной ТПУ заключается в следующем. Перед началом поверки для стабилизации температуры и дав­ления налаживают циркуляцию нефти через установку. По известному числу импульсов и времени рассчитывается расход нефти через поверяемый расходомер. Сравнение этих данных в электронном блоке поз­воляем определить погрешность поверяемого расходомера. Для более точного определения погрешности поверку проводят в не­сколько приемом. Среднее арифметическое погрешностей при­нимают зa погрешность данного расходомера до следующей его поверки.

Обслуживание резервуарных парков

Группы резервуаров, в которых производятся операции по приему, хранению и в отдельных случаях по учету нефти, образуют резервуарные парки. Резервуарные парки являются наиболее пожароопасными объектами в нефтяной промышленности. Пожароопасность этих объектов углубляется тем, что в резервуарных парках находится большое количество нефти. Кроме того, газовое пространство резервуаров при определенных технологических операциях заполнено взрывоопасной смесью. Вследствие указанных обстоятельств обслуживание резервуарных парков должно производиться в строгом соответствии с производственными инструментами и технологическими регламентами.

Нефтяные резервуары требуют строгого и постоянного внимания со стороны обслуживающего персонала. Каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть снабжен паспортом с приложением к нему технической документации по проектированию и строительству резервуара.

Каждый действующий нефтяной резервуар должен быть оснащен полным комплектом резервуарного оборудования.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать схему трубопроводов и назначение аварии или пожаре безошибочно делать необходимые переключения. Все рабочие, обслуживающие резервуарный парк, обязаны сдать экзамены по техническому минимуму знаний, правила техники безопасности, пожарной безопасности и должностную инструкцию.

Резервуары надо наполнять и опорожнять со скоростью, не превышающей пропускной способности дыхательных клапанов. Перед наполнением или опорожнением необходимо проверить состояние дыхательной арматуры. При неисправных клапанах наполнять и опорожнять резервуары не разрешается. Резервуар следует наполнять снизу под уровень жидкости. Порожние резервуары надо наполнять медленно, с небольшой скоростью.

По окончании перекачки хлопушка должна быть закрыта.

В каждом резервуарном парке в помещении операторной должны быть техническая схема трубопроводов и технологическая карта, в которой указаны: максимальный уровень наполнения, максимальная температура подогрева и минимальный уровень нефти в резервуарах, оборудованных подогревателями.

В результате нарушения целостности резервуаров могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами.

В клапанах типа КПГ в зимнее время очищать внутреннюю по­верхность колпака от инея и льда с проминкой и теплом масле; :в .огневом предохранителе обеспечивать герметичное приле­гание кассеты к прокладке в Корпусе, чистоту пакетов с гофри­рованными пластинами, устраняя засорение их пылью, инеем, следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменять новыми.

В пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов; сле­дить за плотностью соединения пеносливной камеры с резер­вуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГВПС-2000, ГВПС-600 необходи­мо следить за правильностью _ положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних поврежде­ний, коррозии на проволоке сетки; в случае обнаружения при­знаков коррозии кассета подлежит замене; проводить контрольную проверку правильности показаний прибора для измерения уровня в соответствии с инструкцией завода-изготовителя; в зимнее время проверять наличие надежного утепления на резервуарных задвижках и в необходимых случаях, во избежа­ние их замораживания, спускать из корпуса задвижки скопив­шуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение ма­ховика по шпинделю, своевременную набивку сальников; в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана и маховика; поворот крана должен быть плавным, без заеда­ний; следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод на­ходился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт; следить за состоянием окрайков днища и уторного сварно­го шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, установленных соответствующими Пра­вилами; следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных швов), соединений; следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, расти­тельного покрова, глубоких трещин); обеспечивать отвод лив­невых вод по лотку; по канализационной сети, резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений в кладке стен, местах входа и выхода труб, не переполнены ли трубы, не зава лены ли грунтом или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.

Сифонные краны должны быть герметичными, через сальник не должно быть течи, труба должна легко вращаться вокруг своей оси.

В зимнее время вода, находящаяся в резервуарах и в обо­рудовании, замерзает и нарушает их эксплуатацию. Могут быть случаи замерзания воды в задвижках, сифонных кранах, гидрав­лических предохранительных клапанах и другом оборудовании.

Поэтому перед началом осеннее - зимнего сезона необходимо удалить всю воду из резервуаров и из оборудования, где она может накопляться.

Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана окружающей среды

Инструктаж и обучение безопасным методам труда

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются технологические и трудовые процес­сы, внедряются передовые методы труда.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих уме­нию обращаться с новым производственным оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы. Обучение рабочих но профессиям должно проводиться в со­ответствии с положением, утвержденным министерством. Все вновь принятые на предприятия рабочие, не имеющие профессии (специальности) или меняющие свою профессию, должны прой­ти профессионально-техническую подготовку в установленном порядке.

К обслуживанию электроустановок, паровых и водогрейных котлов, грузоподъемных кранов, сосудов, работающих под дав­лением, специальных механизмов и машин допускаются лица, прошедшие соответствующее специальное обучение, сдавшие экзамен и получившие удостоверение установленной формы.

Обучение рабочих безопасным методам и приемам работы проводится в виде: вводного инструктажа (при поступлении на работу); инструктажа на рабочем месте (первичного, периодического и внеочередного); массовой пропаганды вопросов охраны труда.

Вводный инструктаж включает общие вопросы — основные положения советского трудового законодательства, правила внутреннего трудового распорядка, правила перевозки рабочих транспортными средствами, правила техники безопас­ности при погрузочно-разгрузочных работах, транспортирование грузов, требования пожарной безопасности, методы и способы оказания первой (доврачебной) помощи при несчастных слу­чаях и др.

Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники безопасности или лицо, на которое возложены эти обязанности.

Инструктаж по оказанию первой помощи, по правилам по­жарной безопасности и другим специальным вопросам прово­дится соответствующими специалистами. По окончании вводного инструктажа рабочему должно быть выдано удостоверение по технике безопасности, где делаются отметки о прохождении вводного инструктажа, практического обучения (стажировки) на рабочем месте и проверки знаний, а также о медицинских осмотрах.

Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места, с оборудованием, при­способлениями, их характеристикой и конструктивными особен­ностями, возможными опасностями и безопасными методами и приемами работы.

Инструктаж на рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ (мастер, начальник установки, механик цеха и т. п.).

Инструктаж на рабочем месте проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам, составленным на основании действующих правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства.

Как отмечалось, инструктаж на рабочем месте подразде­ляется на первичный, периодический (повторный) и внеоче­редной.

Первичный инструктаж проводится перед назначе­нием па самостоятельную работу, при переводе на другую долж­ность или участок с иным характером работы. При этом рабо­чие проходят и практическое обучение (стажировку).

Рабочие, прошедшие обучение, имеющие об этом удостове­рение и подтвердившие свои знания на данном предприятии, освобождаются от прохождения стажировки.

С целью усвоения рабочими безопасных методов и приемов труда, углубления знаний по технике безопасности и производ­ственной санитарии не реже чем через каждые 3 месяца проводится периодический (повторный) инструктаж.

Для отдельных рабочих профессий периодический инструк­таж проводится не реже 1 раза в 6 месяцев.

При внедрении новых технологических процессов и методов труда, новых видов оборудования и механизмов, при введении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности, а также несчастном случае или аварии, происшедших из-за не­удовлетворительного инструктажа рабочих, должен проводиться внеочередной инструктаж.

Проведение всех видов инструктажа оформляется в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

Проверка знаний проводится в индивидуальном порядке с оформлением результатов в специальном журнале комиссией, назначенной приказом по предприятию, во главе с техническим руководителем структурного подразделения, ответственным за технику безопасности.

Проверка знаний должна проводиться в соответствии с дей­ствующим типовым положением о порядке проверки знания правил, норм и инструкций по технике безопасности руководя­щими и инженерно-техническими работниками. Повторную проверку знаний проводят не реже 1 раза в три года.

Существенное значение имеет массовая пропаганда техники безопасности. Формы пропаганды техники безопасности разно­образны. К основным из них относятся: организация на предприятиях кабинетов и уголков по тех­нике безопасности; создание и распространение плакатов, предупредительных знаков и других наглядных пособий по технике безопасности; проведение лекций, докладов и семинаров, популяризация безопасных методов труда посредством кинофильмов, диафиль­мов, радио, телевидения и печати; организация обмена, положительным опытом работы пред­приятий, цехов и бригад; издание литературы по вопросам техники безопасности — правил, инструкций, брошюр и др.

Анализ производственного травматизма показывает, что большая часть несчастных случаев на предприятиях нефтяной промышленности происходит в результате нарушения установ­ленных требований техники безопасности и неправильных прие­мов работы.

Опыт показывает, что только традиционными методами обу­чения (лекции, беседы с демонстрацией плакатов и других на­глядных пособий) невозможно в отводимое для обучения и ин­структажа время привить рабочим соответствующие знания и навыки. Дело осложняется еще постоянным увеличением объема знаний, необходимых для работы на современном высокопроиз­водительном оборудовании.

За последние годы в различных областях науки и техники внедряется новый, прогрессивный метод обучения — программи­рованное обучение и контроль знаний с применением обучаю­щихся и контролирующих машин. Метод программированного обучения и контроля знаний по­зволяет улучшить качество обучения, повысить его эффектив­ность, а также значительно сократить время, затрачиваемое на обучение и контроль знаний. Программированное обучение способствует улучшению каче­ства инструктажа, проверки знаний и снижению травматизма на предприятиях нефтяной промышленности.

Токсичность, вредность нефти и применяющихся в добыче нефти веществ

Токсичными веществами называются продукты, которые при проникновении и организм человека вызывают нарушение его нормальном жизнедеятельности. Токсичность зависит от приро­ды вещества, его состава и свойств, летучести, степени дисперс­ности в рабочей среде и продолжительности воздействия на орга­низм человека.

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтя­ного газа выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт мо­жет произойти отравление людей.

Токсичность нефти и нефтяного газа зависит от их состава. она усиливается при содержании в них сернистых соединении.

Первые признаки отравления парообразными углеводорода­ми— недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича дыхания при явлениях нарастающей сер­дечной слабости. Углеводороды могут служить причиной и хро­нического отравления.

Пары углеводородов, в частности бензина, могут вызвать как острые дерматиты, так и хронические экземы и другие за­болевания кожи.

Сероводород, являющийся сильным ядом,— бесцветный газ, с сильным неприятным запахом тухлых яиц (при больших кон­центрациях чувствительность снижается). Однако при концент­рациях, не уловимых органами обоняния, во рту появляется ме­таллический вкус, по которому газ можно распознать.

В нефтях и газах сероводород встречается в разных кон­центрациях. При действии высоких концентраций (1000 мг/м³ и выше) отравление бывает почти мгновенным (судороги, по­теря сознания и быстрая смерть от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца).

Окись углерода — газ без цвета и запаха, очень ядовитый. При вдыхании небольших количеств окиси углерода появляется вначале головная боль, ощущение пульсации в висках, голово­кружение, шум в ушах, затем рвота, чувство слабости. При продолжительном пребывании в загазованной атмосфере могут наступить потеря сознания и смерть.

Ртуть применяют в основном в контрольно-измерительных приборах. Это жидкий металл, очень ядовитый. При обычной (комнатной) температуре испаряется. Длительное и постоянное воздействие малых концентраций паров ртути приводит к функ­циональным нервным расстройствам, неустойчивости сердечно­сосудистой системы и другим нежелательным явлениям.

Соляную кислоту применяют в основном для кислотной, тер­мокислотной обработки скважин и при гидравлическом разрыве пластов.

При попадании на кожу соляная кислота вызывает ожоги, и более длительном воздействии - язвы. Первая помощь при попадании соляной кислоты на кожу - немедленное смывание струей воды в течение 10—15 мин. При попадании кислоты в глаза необходимо промывать их чистой водой. Серную кислоту применяют в лабораториях и для заполнения аккумуляторов. Она вызывает весьма сильные ожоги, вплоть обугливания. При попадании крепкой кислоты на кожу необходимо удалить ее обильным промыванием водой в течение 10-15 мин, после чего пострадавший должен быть направлен к врачу для оказания ему специальной помощи. Щелочи при попадании на кожу: образуют мягкий струп,
способствующий проникновению щелочи в более глубокие ткани. Весьма опасно попадание даже самых малых количеств щелочи в глаз. При этом возможно не только поражение поверхности глаза, но и глубоких его частей. Первая помощь при попа­дании щелочи - обильное промывание водой или слабыми органическими кислотами (лимонной, винной) пораженных участки. Для защиты от кислот и щелочей следует пользоваться соответствующими перчатками, сапогами, спецодеждой из шерстяной ткани. Глаза защищают предохранительными очками.

Цемент применяют для цементирования скважин и строительных работ. Цементная пыль вызывает раздражение слизистой оболочки носа и полости рта, попадая в глаза, может вызвать конъюнктивит, а в отдельных случаях — потерю зрения,
действии на кожу могут возникнуть различные заболевания: «цементная чесотка», экземы, эрозии, язвы.

Количество паров, которое может поступить в организм че­ловека через дыхательные органы, зависит от концентрации этих паров I! воздухе при прочих равных условиях, а это зависит от испаряемости. Отсюда следует, что хотя абсолютная токсич­ность легких бензинов меньше, чем тяжелых, но вследствие своей высокой испаряемости легкие бензины обладают большей токсичностью, чем тяжелые. Острые отравления парами нефте­продуктов могут привести к длительной потере сознания, а при непринятии мер к спасению—и к смерти. Отравления парами и газами не всегда бывают острыми и могут протекать незамет­но, приводя к тяжелым хроническим заболеваниям. Признаками хронических отравлений парами нефтепродуктов являются го­ловные боли, головокружение, сонливость, утомляемость. Во всех случаях острых отравлений пострадавшего надо немедлен­но удалить из опасной зоны. Нефтепродукты также могут ока­зывать вредное действие на кожу человека. Бензины, бензолы являются растворителями, попадая на кожу, они обезжиривают ее покров. При частом повторении это может привести к кож­ным заболеваниям. Керосин может вызвать появление дерма­титов, экземы и т. д. Особенно опасно попадание нефтепродук­тов на слизистые оболочки рта и глаз; попавшие на слизистую оболочку нефтепродукты вызывают ее высушивание, а иногда кровотечение. При соблюдении санитарной профилактики ника­ких кожных заболеваний при обращении с нефтепродуктами не наблюдается.

За содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны на предприятиях организуется систематический контроль. Если фактическое содержание вредных веществ превышает предель­но допустимое, должны быть немедленно приняты меры к устра­нению источника загазованности. Обслуживающий персонал должен быть выведен с территории объекта, где установлено повышенное содержание вредных веществ, или, если это по ха­рактеру производства не представляется возможным, продол­жать работу с применением индивидуальных средств защиты органов дыхания. Во всех случаях загазованности выше пре­дельно допустимых концентраций необходимо немедленно сооб­щить мастеру или начальнику цеха.

Производственное освещение

На нефтегазодобывающих предприятиях освещение должно обеспечивать взрыво- и пожаробезопасность при освещении как помещений, так и наружных установок, где возможно образо­вание опасных по взрыву и пожару смесей.

Производственное освещение считается рациональным при: достаточной яркости освещаемой поверхности (глаз без на­пряжения должен отчётливо различать нужные ему предметы); достаточной равномерности распределения светового потока на рабочих поверхностях; расположении приборов для искусственного освещения та­ким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей; отсутствии резких и глубоких теней на рабочих поверхно­стях и на полу в проходах.

В производственной обстановке используют три вида осве­щения: естественное, искусственное и смешанное.

Естественное освещение бывает боковым — через окна, верхним — через световые фонари перекрытий и комбини­рованным - через окна и фонари.

Достаточность естественного освещения определяется коэф­фициентом естественной освещенности.

Коэффициент естественной освещенности в любой точке внутри помещения М представляет собой отношение освещен­ности Е_м в этой точке к одновременной освещенности Е_н, наруж­ной горизонтальной плоскости, освещенной (равномерно) рас­сеянным светом небосвода (в %):

Величина этого коэффициента нормируется в зависимости от точности выполняемых работ, характеризующейся наимень­шими размерами деталей, и системы освещения.

Естественное освещение имеет то преимущество, что оно со­держит ультрафиолетовые лучи, полезные для человека, одна­ко недостаток его — изменение на протяжении дня, что не обес­печивает достаточную и равномерную освещенность рабочих мест.

Искусственное освещение бывает общее пли ком­бинированное.

Для общего освещения применяют мощные высоко подве­шенные светильники. Равномерность освещения рабочих поме­щений достигается таким размещением светильников, при ко­тором не создаются падающие тени от работающего и от рас­положенного вблизи оборудования. Если по условиям работы тени нельзя устранить, то освещенность в тени должна соответ­ствовать нормам освещенности. Избежать теней можно пра­вильной подвеской и распределением светильников. При общем освещении каждое место работы для смягчения теней должно освещаться несколькими светильниками.

При комбинированном освещении в дополнение к общим све­тильникам на рабочих местах устанавливают местные источни­ки света, располагаемые вблизи освещаемых поверхностей.

В производственных помещениях, в которых прекращение освещения может привести к взрыву, пожару или недопустимо длительному расстройству технологического процесса, преду­сматривают аварийное освещение, которое должно составлять не менее 10% основного.

Аварийное освещение делают самостоятельным, не зависи­мым от основного освещения. В качестве источников света на производстве чаще всего используют лампы накаливания и люминесцентные, характери­зующиеся высокой светоотдачей, повышенным к. п. д., меньшей яркостью, невысокой температурой нагрева.

В зависимости от распределения силы света в пространстве различают светильники прямого, отраженного и рассеянного света. Их выбирают с учетом условий работы и характеристики помещении или объектов.

В производственных помещениях и на территории взрыво-и пожароопасных объектов должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, соответствующей категории.

Территории резервуарных парков, освещаются прожекторами, установленными на специальных мачтах, расположенных вне обваливания резервуаров. Для каждого вида производственных помещений и технологических площадок установлены определенные нормы их освещенности.

Освещенность рабочих мест проверяют люксметром.

Общая минимальная освещенность (в лк) для производственных объектов приведена ниже.

В зависимости от числа рабочих смен наружное освещение территории и отдельных объектов допускается включать только во время осмотра или ремонта оборудования.

На автоматизированных нефтегазодобывающих предприятиях, где скважины обслуживаются только в дневное время, установка светильников (при проведении аварийных работ в ночное время) у скважины устанавливается розетка.

Нормы освещенности для помещений относятся к поверхностям находящимся на расстоянии 0,8 м от пола в горизонтальной плоскости.