отчет по практике по лпдс

Линейно-производственная диспетчерская станция «Нурлино»: Отчет о преддипломной практике

Страницы работы

Фрагмент текста работы

Министерство образования РФ

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

______________ А. Н. Соловьев

Выполнил студент гр. МТ-99-03 А. Х. Шагадатов

Руководитель В. А. Душин

1.Общие сведения о Черкасском РНУ и ЛПДСЧеркассы……………………….

2.Основное оборудование ЛПДС «Нурлино»………………..………………….

3.Вспомогательное оборудование ЛПДС «Нурлино»………..………………….

6.Средства сокращения потерь от испарений……………………………………

9.Технологический процесс работы НПС………………….……………………

ОАО «Уралсибнефтепровод» создано в 1947 году на базе нефтепроводов Ишимбай-Уфа, Туймазы-Уфа, дирекции строящихся нефтепроводов, а также Черниковской, Ишимбайской и Уруссинской товарно-производственных контор.

ОАО «Уралсибнефтепровод» является дочерним акционерным обществом АК «Транснефть», которая осуществляет координирующую роль в области единой научно-технической, инвестиционной и финансовой политики.

Предметом деятельности ОАО «Уралсибнефтепровод» является прием и хранение, транспортировка нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, налив в железнодорожные цистерны для дальнейшей отгрузки потребителям; строительство новых, расширение, реконструкция и ремонт действующих магистральных продуктопроводов и других производственно-технических, а также жилых и культурно-бытовых объектов.

Протяженность эксплуатируемых нефтепроводов около 7000 км., количество эксплуатируемых насосных нефтеперекачивающих станций – 26 штук, общая вместимость резервуаров – 1,16 млн.куб.метров, количество резервуаров – 116 штук.

1. Общие сведения о Черкасском РНУ и ЛПДС Нурлино

Черкасское районное нефтепроводное управление было организовано 26 августа 1970 года. В состав районного управления входили: нефтеперекачивающие станции Черкассы, Аша, Кропачёво и Бердяуш. Общая протяженность нефтепроводов, входящих в состав районного управления составляло 560 км. За год перекачивалось около 13,5 млн. т. нефти.

В настоящее время Черкасское РНУ осуществляет перекачку нефти западносибирских и башкирских месторождений по нефтепроводам диаметром 315 – 1220 мм и общей протяженностью 1193,8 км, приём нефти от промыслов. Производит сдачу нефти на уфимские нефтеперерабатывающие заводы, Альметьевскому и Бугурусланскому РНУ. Товарно-коммерческие операции ведутся по параллельным узлам учёта, расположенным на нефтеперерабатывающих заводах ЛПДС “Нурлино”.

Нефтепроводы УБКУА и НКК имеют возможность перекачки как отдельно по нефтепроводам УБКУА и НКК, так и одновременно по этим нефтепроводам.

Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК –НМ-10000-210 – 4 шт., электродвигатели СТД-8000 – 4 шт. Нефтепровод УБКУА – НМ-10000-210 – 3 шт., и СТД-6300 кВт – 3 шт. Насосная станция ТОН-1 двумя насосами НМ-500 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт.

Охлаждение двигателей как на подпорных так и на основных агрегатах – воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК – централизованная принудительная.

Источник

Отчет по первой учебно-ознакомительной практике в ЛПДС «Бавлы»

Автор: Пользователь скрыл имя, 30 Апреля 2012 в 12:31, отчет по практике

Описание работы

Целью нашей практики являлось ознакомление студента с нефтяной и газовой промышленностью, а также подготовка к изучению общетехнических дисциплин и получение начального представления о будущей профессии.

Содержание

Введение……………………………………………………………………3
Организационная структура Бугурусланского РНУ ……………………4
Общая характеристика «ЛПДС «Бавлы»…………………..…………….5
Заключение…………………………………………………………………11

Список используемой литературы…………………………………………. 12

Работа содержит 1 файл

moq otchet.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ

Альметьевский Государственный Нефтяной Институт

Кафедра; «Транспорт и хранение нефти и газа»

По первой учебно – ознакомительной практики

Начало практики Окончание практики

Студента: Ганиев Р.Р.

Номер зачётной книжки

Список используемой литературы…………………………………………. 12

Целью нашей практики являлось ознакомление студента с нефтяной и газовой промышленностью, а также подготовка к изучению общетехнических дисциплин и получение начального представления о будущей профессии

За время учебно- ознакомительной практики мы посетили :

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

2. Организационная структура Бугурусланского РНУ

ЛПДС «Бавлы» входит в состав Бугурусланского РНУ. Основными задачами ЛПДС «Бавлы» является прием нефти и перекачка ее из резервуаров в магистральный нефтепровод.

Бугурусланское районное нефтепроводное управление – самая восточная часть Приволжских магистральных нефтепроводов. Нефтяной поток из Западной Сибири, нефть Оренбуржья, Татарстана и Самарской области впадают в стальные русла системы ОАО «Приволжскнефтепровод» и движутся далее на Самару, на запад и юг России. Первым звеньями в этой технологической цепи являются объекты Бугурусланского РНУ.

Бугурусланское РНУ – это мощное, современное предприятие трубопроводного транспорта, оснащенное передовой техникой и технологией. Оно эксплуатирует более 1000 км магистральных нефтепроводов, среди которых участок трансрегионального трубопровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев. В составе управления 4 блочно-комплектных и 4 нефтеперекачивающих станций, резервуарные парки и нефтеналивная эстакада на ЛПДС «Кротовка». Все это обширное «хозяйство» обслуживают около 1000 человек специалистов нефтепроводного транспорта: инженеров, техников, рабочих и служащих. Они обеспечивают транспортировку нефти, занимаются ремонтом оборудования нефтеперекачивающих станций, а также линейной части магистральных нефтепроводов.

Административно- географическое расположение НПС Бугурусланского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» представлено на Рисунке №1.

Рисунок 1- Административно–географическое расположение объектов Бугурусланского РНУ.

3. Общая характеристика ЛПДС «Бавлы».

НПС «Бавлы» расположена в Бавлинском районе республики Татарстан.

Рельеф площадки НПС «Бавлы» ровный. НПС территориально расположена в восточной части Русской равнины на Бугульминско-Белебеевской возвышенности на высоте 159,3 м над уровнем моря.

Территория НПС «Бавлы» представляет собой комплекс отдельно стоящих одноэтажных производственных помещений, в которых размещено основное и вспомогательное оборудование для транспортирования нефти по магистральному нефтепроводу. На открытой площадке расположен резервуарный парк, который обеспечивает прием нефти и ее хранение.

Территория НПС «Бавлы» незатопляемая. Землетрясения, сели, лавины для данной местности не характерны. Карстовые явления в месте расположения НПС «Бавлы» не наблюдались.

Нефтепроводы преимущественно проходят по холмистой местности с абсолютными отметками 100-200м. Грунты в основном глинистые и суглинистые. Грунтовые воды на глубине 2-10м.

Климат района расположения Бугурусланского РНУ – континентальный.

Зима (середина ноября – март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами. Средняя температура января составляет от минус 10°С до минус 15°С, снежный покров устанавливается в конце ноября, толщина его в марте достигает 50-60 см. В течении всей зимы преобладает значительная облачность, снежный покров сходит в середине апреля.

Лето (июнь – середина сентября) теплое. Средняя температура в июле 20-25°С.

Осень продолжается с середины сентября до середины ноября. Осень в первой половине сухая и теплая, во второй прохладная, с ночными заморозками, сырая. Среднемесячная и годовая температура воздуха в районе расположения объектов Бугурусланского РНУ приведена в Таблице №1.

Ветры в течение преимущественно западные и юго-западные, иногда дуют юго-восточные ветры, которые летом вызывают засуху. Преобладающая скорость ветра 2-5 м/с.

Таблица 1 – Среднемесячная и годовая температура в районе расположения объектов Бугурусланского РНУ, °С

4. Задачи станции.

Бугурусланское РНУ обеспечивает:

Процесс перекачки нефти обеспечивают магистральные насосные станции (нефтеперекачивающие станции) НПС.

Основной задачей НПС «Бавлы» является обеспечение приема и транспортировки нефти с минимальными затратами, в соответствии с заданиями Бугурусланского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» на основе договора-подряда между ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

НПС «Бавлы» является головной насосной станцией нефтепровода «Бавлы – Куйбышев».

НПС в основном работает в режиме с подключенным резервуаром. Нефть поступает на НПС из НГДУ «Бавлынефть» по нефтепроводу. Через узел переключения она поступает в резервуарный парк. После насосов по ЦНСн 315х630, нефть через узел учета нефти и узел пуска средств очистки и диагностики подается в нефтепровод «Бавлы – Куйбышев».

Обвязка резервуарного парка принята одноколлекторно. Из резервуаров через фильтро-грязеуловители нефть поступает на приём основных насосов. Насосы ЦНСн 315х630, их технологическая обвязка, запорная арматура монтируются в здании магистрального насоса.

Задачи по осуществлению количественного учёта и контролю качества нефти возложены на приемо-сдаточный участок НПС «Бавлы».

Схема основных технологических потоков нефти Бугурусланского РНУ представлена на рисунке Рисунок 2. Блок схема перекачивания нефти на НПС «Бавлы» приведена на Рисунке 3.

Рисунок 3- Блок-схема перекачивания нефти на НПС «Бавлы».

Таким образом, можно сказать что роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт.

Список используемой литературы

Источник

Отчет по практике в ЛПДС «Салават»

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Августа 2013 в 00:20, отчет по практике

Описание работы

Более 40 лет ОАО «Нефтеавтоматика» выполняет полный цикл работ по комплексной автоматизации объектов добычи, транспорта, подготовки нефти, управления производством предприятий нефтегазовой отрасли, разрабатывает проекты, нормативные документы по метрологии и автоматизации, разрабатывает и внедряет программные комплексы для всех уровней управления предприятий нефтегазовой отрасли, производит широкий спектр технологического оборудования, средств измерения и автоматизации, осуществляет техническое обслуживание и ремонт СИ и автоматизации.

Содержание работы

Введение. 5
Общие сведения о предприятии ЛПДС «Салават». 7
Назначение и место размещения СИКН……………………. 10
Технические характеристики СИКН………………………. 11
Состав СИКН…………………………………………………. 16
Основные функции, выполняемые СИКН……………………16
Комплекс технологический……………………………………17
Система сбора, обработки информации и управления………29
Система распределения электроэнергии……………………. 49
Охрана труда, техника безопасности, мероприятия по охране окружающей среды……………………………………………..54
10.Список использованных источников…………. ……. 55

Файлы: 1 файл

otchet_33.docx

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИКН

3.1 Характеристика рабочей среды

Таблица 2.1 Показатели нефти

Вязкость кинематическая, сСт

Плотность нефти при стандартных условиях, кг/мЗ

Температура перекачиваемой нефти, °С

от плюс 2,6 до плюс 28

Массовая доля воды, %, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дмЗ, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более

Массовая доля серы, %, не более

Массовая доля парафина, %

Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт)

Массовая доля метила и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1

Содержание хпорорганических соединений, млн.-1 (ррт)

Содержание свободного газа

Контроль физико-химических показателей нефти в процессе эксплуатации СИКН должен проводиться вХАЛ ПСП «Салават».

3.2 Основные технические характеристики СИКН

Таблица 2.2 Основные параметры режима работы СИКН

1 Расход нефти через СИКН, мЗ/ч (при р=845 кг/мЗ):

986 (1902 с учётом дооснащения)

2 Давление нефти, МПа:

3 Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа

4 Режим работы СИКН

5 Режим работы трубопоршневой поверочной установки

6 Способ поверки и KMX МПР

7 Способ поверки и KMX УПР УРСУ

8 Способ поверки ТПУ

по передвижной ТПУ

9 Режим управления:

запорной арматурой и регуляторами расхода

автоматизированный и ручной

10 Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ/ГОСТ Р 51330.9-99:

11 Категория производства по взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03:

13 Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5- 99:

14 Категория электроснабжения по ПУЭ

380 В, 3-х фазное, 50 Гц 220 В, однофазное, 50 Гц

16 Исходя из температурных условий (оборудование выбирается на температурный режим:

от плюс 5°С до плюс 30°С

от плюс 10°С до плюс 30°С (в холодное время

— на площадке для БФ, УРСУ, УРД, межблочного оборудования;

от минус 40°С до плюс 40°С

от плюс 15°С до плюс 25°С

17 Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

массы брутто нефти

3.3 Обеспечение единства измерений

В СИКН используются СИ, типы которых утверждены или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.

Погрешность СИ, входящих в состав СИКН, соответствует требованиям Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных приказом №69 Минпромэнерго от 31.03.2005». Значения погрешности используемых СИ приведены в таблице 2.3.

Преобразователем массового расхода с сенсором, DN150, PN1,6 МПа с пределом допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода датчика, %, не более:

Преобразователь плотности жидкости измерительный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, кг/мЗ, не более

Влагомер нефти поточный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, %, не более

Преобразователь вязкости измерительный с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более

Преобразователь избыточного давления с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более

Преобразователь разности давлений с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более

Преобразователь температуры с пределом допускаемой абсолютной погрешности, °С, не более

Манометр с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более

Термометр ртутный стеклянный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, °С, не более

Ультразвуковой преобразователь расхода в БИК с пределом допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов, %, не более

Ультразвуковой преобразователь расхода в УРСУ с пределом допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов, %, не более:

Значение по результатам испытаний для целей утверждения типа единичного экземпляра*

ТПУ 400 с пределом допускаемой относительной погрешности, %, не более

СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности в точке расхода, %, не более

Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных приказом №69 Минпромэнерго от 31.03.2005».

5 ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ СИКН

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

6 КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

6.1 Общие сведения

БИЛ, БТПУ, УПП ТПУ размещаются в отапливаемом укрытии.

БФ, УРСУ, УРД размещаются на открытой площадке. Оборудование БИК размещается в блок-боксе.

БИЛ, БИК, БТПУ, БФ, а также УРД и ЛИ РСУ изготавливаются в заводских условиях и доставляются на площадку строительства железнодорожным или автомобильным транспортом.

Конструктивное исполнение трубопроводных систем блоков заводского изготовления соответствует ОСТ 26.260.18-2004, ПБ 03-585-03.

Узлы трубопроводных конструкций и оборудование блоков заводского изготовления смонтированы на бескорпусных хомутовых опорах, установленных на элементы рамных конструкций. Жесткость несущих конструкций исключает перемещение оборудования и трубопроводных систем блоков при транспортировании и такелажных операциях, которые могут привести к нарушению их герметичности.

В СИКН предусмотрена закрытая дренажная система, разделенная на учтенную и неучтенную нефть. Сбор дренируемой нефти осуществляется со всех участков технологических трубопроводов СИКН в дренажные емкости, предусматриваемые по проекту.

При заполнении нефтью технологического оборудования СИКН газо-воздушная смесь вытесняется в дренажные емкости по дренажным линиям.

Все дренажные трубопроводы имеют уклон не менее 0,002 в сторону выхода к дренажной емкости.

Для контроля протечек дренажной системы БТПУ, УРСУ, УРД на дренажном коллекторе межблочной обвязки предусмотрена установка УКП.

Для контроля протечек дренажной системы БИЛ и БИК на дренажных коллекторах соответствующих блоков предусмотрена установка УКП.

Транспортирование технологических блоков СИКН должно осуществляться при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40°С в соответствии с требованиями ОСТ 26.260.18-2004.

6.2 Выполняемые функции

Гидравлическая схема, оборудование и первичные измерительные преобразователи обеспечивают выполнение следующих функций:

Блок измерительных линий (БИЛ)

Необходимое количество ИЛ в БИЛ рассчитано по формуле (1), исходя из следующих условий:

На каждой ИЛ БИЛ установлено следующее оборудование:

Оборудование БИЛ размещается на собственных рамных опорах на предварительно подготовленном фундаменте в здании, предусмотренном по проекту.

На выходах ИЛ, а также на входе в контрольно-резервную ИЛ предусмотрена установка запорной арматуры с местным и дистанционным контролем протечек.

Электроприводы для запорной арматуры выбраны из условия закрытия арматуры в течение не менее 60 секунд (во избежание гидравлического удара).

На входном и выходном коллекторах БИЛ установлены преобразователь давления и манометр.

В нижних и верхних точках БИЛ установлены дренажные краны и краны воздушники соответственно.

В пределах БИЛ дренаж учтенной и неучтенной нефти осуществляется в раздельные коллекторы, на каждом из которых в целях исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа предусмотрено УКП с сигнализатором уровня, выдающим в СОИ сигнал о появлении нефти в коллекторе дренажа.

Источник

Отчёт по практике на тему «Анжерская линейная производственная диспетчерская станция»

Моя производственная (профессиональная) практика проходила в период с 18 августа по 27 декабря 2012 года на Анжеро-Судженской линейной производственной диспетчерской станции ( АЛПДС) в должности машиниста насосных установок.

Моя производственная (профессиональная) практика проходила в период с 18 августа по 27 декабря 2012 года на Анжеро-Судженской линейной производственной диспетчерской станции ( АЛПДС) в должности машиниста насосных установок.

Анжеро- Судженская ЛПДС Новосибирского РНУ- одна из крупнейших станций не только в ОАО «Транссибнефть», но и в компании. Она находится на пересечении нефтепроводов Александровское — Анжеро-Судженск, Анжеро-Судженск — Красноярск, Омск — Иркутск и перекачивает сибирскую нефть на восток страны.

Положение АЛПДС в общей структуре ОАО «Транссибнефть» отражено в Приложении 1, а в общей схеме нефтепроводов ОАО «Транссибнефть» в Приложении 2. Задачи практики:

— общее ознакомление с предприятием, его перспективами развития;

Нужна помощь в написании отчета?

— изучение организационной структуры предприятия и структуры управления магистральным нефтепроводом;

изучение технических схем объектов, принципов работы и конструкции основного и вспомогательного оборудования;

ознакомление с мероприятиями по охране труда, технике безопасности, противопожарной технике безопасности и охране окружающей среды на предприятиях;

изучение технологии основных процессов транспорта и хранении нефти;

изучение методов оценки технологического состояния основного оборудования и трубопровода, его эффективности и надежности работы;

приобретение навыков по эксплуатации, обслуживанию и ремонту оборудования объектов продуктопроводов;

Нужна помощь в написании отчета?

осуществление пробных квалификационных работ

.
Общие сведения о предприятии и его задачах

Анжерская линейная производственная диспетчерская станция входит в состав Новосибирского районного нефтепроводного управления. Сегодня Новосибирское РНУ — это 1057,64 км магистральных нефтепроводов, 19 подводных переходов, в том числе через крупнейшие реки Сибири Обь и Томь, 357,4 км высоковольтных линий электропередачи, 107,884 км кабельных линий. В состав управления входят не только Анжерская линейная производственная диспетчерская станция (АЛПДС), но и нефтеперекачивающие станции (НПС) Чулым, Мариинск, Каштан, «Сокур», участок производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием, база производственного обслуживания. 3 сентября 2001 года в Новосибирском РНУ была создана Анжерская центральная ремонтная служба (АЦРС). В состав АЦРС входят участки устранения дефектов в Сокуре и Мариинске, участок откачки нефти в Сокуре, участок аварийно-восстановительных работ на АЛПДС.

Пуск в эксплуатацию Анжерской нефтеперекачивающей станции состоялся 23 февраля 1968 года.

Многие из будущих нефтяников сами строили нефтепровод и станции. Ввод в строй объектов проходил в сложных условиях, зачастую в зимнее время. В 1970 году началось строительство нефтепровода Александровское — Анжеро-Судженск протяженностью 818 км. Это был уникальный для тех лет проект. Впервые в мире велась прокладка сверхмощной транспортной нефтепроводной магистрали из труб диаметром 1220 мм. Трасса практически на всем протяжении идет по болотам.

Задача была решена за два года. Нефтепровод Александровское — Анжеро-Судженск был соединен с трубопроводной системой Омск — Иркутск, что позволило транспортировать западносибирскую нефть на восток страны.

Нужна помощь в написании отчета?

июня 1972 года утвержден технический проект на строительство второй очереди расширения нефтепровода. Оно началось от Анжеро-Судженска, где сходилось два нефтяных потока — с севера Томской области и с запада — Тюменской. С 1974 года началось строительство резервуарного парка. Этот процесс вызвал необходимость структурной модернизации станции — в 1978 Анжеро-Судженская НПС получила статус линейной производственно- диспетчерской станции (ЛПДС). К 1986 году станция полностью сформировалась. С марта 2003 года и до настоящего времени коллектив станции возглавляет Сергей Иванович Глушков, начавший работать на АЛПДС в 1987 году слесарем-ремонтником технологического участка и выросший здесь как специалист и как руководитель.

Станция неоднократно выходила победителем соревнования среди структурных подразделений Новосибирского РНУ. Работникам станции присваивались звания «Лучший по профессии». Недаром станцию называют «Жемчужиной Сибири». В состав АЛПДС входят четыре насосные станции : две магистральные и две подпорные; большой резервуарный парк: девятнадцать РВС-20000 и четыре РВС-5000. Трудно переоценить значение этой ЛПДС для отечественной нефтепроводной системы: она принимает северную нефть по нефтепроводу Александровское — Анжеро-Судженск, а также от Омского РНУ и обеспечивает перекачку по магистралям Анжеро- Судженск — Красноярск и Омск — Иркутск.

Основными задачами станции являются:

· Транспортировка нефти по магистральным трубопроводам на нефтеперерабатывающие предприятия Сибири;

· временное хранение нефти;

Нужна помощь в написании отчета?

· выполнение всех необходимых профилактических, диагностических и аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах;

· обеспечение экологической и промышленной безопасности магистральных нефтепроводов.

2. Технологическая часть

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая, какой и является АЛПДС, предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод.

Объекты, входящие в состав АЛПДС, можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы и запорная арматура.

Нужна помощь в написании отчета?

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.

насосный трубопровод оборудование эффективность

2.1 Технологическая схема насосной и краткое ее описание

Насосная — сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливается основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (системы смазки, охлаждение, подача топлива, контроля и защит) оборудование. Напомним, что на АЛПДС четыре насосных станции: две магистральные и две подпорные.

По исполнению одна насосная на открытой площадке ( на Фото1 №4) и три в капитальных помещениях, которые оборудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации ( на фото1 показаны лишь 2 из них № 1 и №3).

Нужна помощь в написании отчета?

.2 Оборудование насосных

Насосная с насосными агрегатами, как главная составляющая часть АЛПДС, во многом определяет надежность и безопасность эксплуатации нефтепроводной системы. Магистральные и подпорные насосные агрегаты потребляют 92-97% всей энергии подводимой к ЛПДС.

Для перекачки нефти по нефтепроводам применяются магистральные (типа НМ) и подпорные (типа НПВ) насосы по ГОСТ 12124-87. На их долю падает около 90% парка всех насосов.

Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:

— смазки подшипниковых узлов;

Нужна помощь в написании отчета?

— контроля повышенных утечек нефти;

аварийной остановки агрегата по месту, из операторной и закрытого распределительного устройства (ЗРУ);

сбора утечек насосной.

Нужна помощь в написании отчета?

Система смазки подшипниковых узлов (маслосистема)

Предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения магистральных агрегатов.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло ТП-22.В качестве смазки подшипников насосов НМ 10000-210 применяется турбинное масло Т-22 или Т-30. Техническая характеристика масла применяемого в маслосистеме, должна соответствовать ГОСТ 2477, ГОСТ 5985, ГОСТ 6370, ГОСТ 4333, ГОСТ 1547;

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей и включает в себя:

— 2-х насосов Ш-40-4-19,5/4 (один рабочий, один резервный);

— насоса GG 195D (насос для закачки масла из резервной в рабочие маслобаки, а также наоборот);

Нужна помощь в написании отчета?

трёх патрончатых фильтров;

установки воздушного охлаждения масла АВМ-В-9-Ж — 2шт.;

двух маслобаков V=1.1м3 каждый (один рабочий, один резервный);

аккумулирующего бака V=0.5м3;

одного нагнетательного и двух сливных коллекторов;

резервной ёмкости масла V=4,0м3;

Нужна помощь в написании отчета?

Система контроля повышенных утечек

Система сбора и откачки утечек основной насосной служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек типа 12 НА9х4 — 2 шт. и емкости сбора утечек V=50m — 2 шт. Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек ЕП-50.

Откачка нефти из емкостей сбора утечек (ЕП-50) производится автоматически, включением вертикального насоса типа 12 НА9х4 в резервуар вертикальный стальной (РВС- 20000м3) № 17.

Система контроля температуры

Для защиты основных насосных агрегатов в подшипниковых узлах установлены датчики температуры ТСМ которые задействованы в системе автоматического отключения агрегата. При температуре + 65°С проходит предупредительная сигнализация, а при температуре + 75°С происходит выдача сигнала на отключение насосного агрегата НМ № 1 — 4 и срабатывание автоматическое включение резерва (АВР).

Система контроля давления

Нужна помощь в написании отчета?

Для защиты магистральных насосных агрегатов в системе микропроцессорной автоматики основной насосной предусмотрен контроль давления на выходе насосного агрегата. На нагнетании каждого агрегата (кроме четвертого) установлен датчик «ТЖИУ 406» контролирующий давление на выходе агрегата с выводом информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и технические манометры на приеме и нагнетании каждого агрегата.

Система аварийной остановки агрегата по месту, из операторной

Для аварийной остановки магистральных насосных агрегатов в системе микропроцессорной автоматики насосной предусмотрена остановка насосных агрегатов из операторной, по «месту» от кнопок установленных напротив каждого насоса и напротив каждого электродвигателя. В случае необходимости (аварийной ситуации) отключение может произвести дежурный электромонтер из ЗРУ на ячейке соответствующего агрегата.

Система контроля вибрации

Для контроля за состоянием насосных агрегатов по вибрации установлена система «Аргус-М». В качестве первичных датчиков используются датчики НИЦ — 6, промежуточные модули УСО, вторичный прибор «Аргус — М». Вторичный прибор «Аргус — М» запрограммирован на 3-а порога срабатывания: предварительный, аварийный и уставка при запуске агрегата. Остановка агрегата происходит от аварийного сигнала. Уставки для данной защиты описаны в карте уставок основных технологических защит НПС.

.3 Краткая характеристика основного технологического оборудования

Нужна помощь в написании отчета?

.4 Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования

Эксплуатация оборудования НПС осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации оборудования.

Инструкции по эксплуатации оборудования НПС разрабатываются с учетом требований заводов-изготовителей, определяют общие правила организации оборудования и систем, в том числе порядок пуска и остановки оборудования, действия персонала в процессе эксплуатации и в аварийных ситуациях.

Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и сооружений НПС определяется должностными инструкциями.

Оперативный, инженерно-технический и эксплуатационно-ремонтный персонал по графику и местным инструкциям осуществляет с учетом оперативной ситуации контроль технического состояния оборудования (таблица 1.1.).

Нужна помощь в написании отчета?

Таблица 1.1 График технических осмотров объектов НПС

Техническое обслуживание (ТО) — комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве), хранении и транспортировании.

В ТО включен следующий комплекс работ:

поддержание в исправном (или только работоспособном) состоянии оборудования;

очистка, смазка, регулировка и подтяжка разъемных соединений, замена отдельных составных частей (быстроизнашивающихся деталей) в целях предупреждения повреждения и прогрессирующего износа, а также устранение мелких повреждений.

Нужна помощь в написании отчета?

В объеме ТО могут выполняться работы по оценке технического состояния оборудования для уточнения сроков и объемов последующих обслуживаний и ремонтов.

Конкретное содержание работ при каждом виде технического обслуживания оборудования НПС определяется должностными инструкциями и регламентом, (РД 153-39ТН-008-96 ), по видам оборудования.

Рекомендуемые виды системы ТОР для различных типов оборудования представлены, согласно РД 153-39ТН-008-96, в таблице 1.2

Рис.1 Общий вид силовой установки ЯСУ-500М2

Пояснения к общему виду:

Нужна помощь в написании отчета?

К работе и обслуживанию установок допускаются лица, прошедшие подготовку по устройству и эксплуатации дизельного привода и систем установки.

5.3 Насосные агрегаты ПН 150-50 и ЦНС 150-50 передвижной насосной установки ПНУ-2

Основной насосный агрегат ПН 150-50 предназначен:

для закачки разлитой при аварии нефти в отремонтированный магистральный трубопровод или емкости (при работе с подпорным насосом);

для перекачки нефти в составе временной нефтеперекачивающей станции до устранения аварии магистрального трубопровода (при работе без подпорного насоса);

для работы в качестве основного насоса временной нефтеперекачивающей станции магистрального трубопровода.

Нужна помощь в написании отчета?

Подпорный электронасос ЦНС 150-50 предназначен:

для сбора нефти, разлитой при аварии магистрального трубопровода, из открытых земляных амбаров и подачи ее на всасывание основного насоса ПНУ;

для заполнения водой магистрального трубопровода из открытых водоемов для его гидроиспытаний.

Насосный агрегат ПН 150-50 без привода и электронасос ЦНС 150-50 могут использоваться отдельно для перекачивания среды с наличием механических примесей в виде песка и окалины размером до 2 мм и твердостью до 7 по шкале Мооса, а также конгломератов из этих материалов, сцементированных нефтяными остатками.

Структура условного обозначения

Нужна помощь в написании отчета?

ПНУ — передвижная насосная установка;

ПН — основной насос — нефтяной насос высокого давления;

Нужна помощь в написании отчета?

УХЛ1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.

ЦНС — подпорный насос — центробежный насос самовсасывающий;

УХЛ1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.

Нужна помощь в написании отчета?

.3.1 Особенности конструкции

Основной насосный агрегат ПН 150-50 — центробежный, 4-ступенчатый, горизонтальный с приводом от дизеля типа ЯСУ-500М через мультипликатор. Перечисленное выше оборудование расположено на одной общей раме. Местный щит с контрольно-измерительными приборами размещен отдельно от насоса.

Ротор основного насоса вращается в двух опорных подшипниках скольжения на масляной смазке.

Система маслоснабжения отдельная и комплектуется потребителем.

Для компенсации осевых усилий, действующих на ротор основного насоса, применено гидравлическое разгрузочное устройство. Слив из разгрузочного устройства осуществляется во всасывающий патрубок насоса.

Выходы вала из основного насоса уплотняются двумя торцовыми уплотнениями. Выходы вала из опорных подшипников основного насоса — щелевыми уплотнениями.

Нужна помощь в написании отчета?

Мультипликатор — цилиндрический, одноступенчатый, вертикальный с горизонтальным расположением осей, нереверсивный. Смазка подшипников скольжения мультипликатора и зубчатой передачи жидкая, циркуляционная, маслом М10-ДМ или М8-ДМ. Выходные концы валов шестерни и колеса мультипликатора уплотняются лабиринтными уплотнениями.

Корпус и рабочее колесо основного насоса ПН 150-50 изготовляются из стали марки 20Х13Л, крышка, вал, кольца переднего и заднего уплотнений и направляющие аппараты — из стали 20Х13Ш, кольцо торцового уплотнения — из силицилового графита ГП 0,5-АС, маслоудерживающие кольца — из бронзы Бр.АМц 9-2 или латуни Л 63 ДПРХМ-3,0.

Подпорный электронасос ЦНС 150-50 центробежный, самовсасывающий, горизонтальный, консольный одноступенчатый с приводом от взрывозащищенного асинхронного электродвигателя типа ВА200L2, расположенных на одной раме. Местный щит с приборами размещен непосредственно на насосе.

Рабочее колесо подпорного насоса одностороннего входа и предвключенная осевихревая ступень

расположены на валу консольно. Ротор насоса разгружен от осевых сил. Опорный подшипник воспринимает возникающие нагрузки.

Выход вала из подпорного насоса уплотняется торцовым уплотнением.

Нужна помощь в написании отчета?

В конструкции предусмотрен слив рабочей среды без разборки насоса.

Корпус, крышка, осевое колесо, винтовая втулка и рабочее колесо подпорного насоса ЦНС 150- 50 выполняются из сплава ПТ-3В, вал и кольца переднего и заднего уплотнений бурта рабочего колеса — из стали 20Х13Ш, кольцо торцового уплотнения — из силицированного графита ГП 0,5-АС, маслоудерживающие кольца — резина В-14.

Наружные поверхности насоса имеют стойкие лакокрасочные покрытия.

.3.2 Условия эксплуатации

— номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15150-69;

— кратковременная работа насосов при нулевой подаче допускается не более 3 мин;

Нужна помощь в написании отчета?

перед каждым пуском насосы должны заполняться рабочей жидкостью;

должна быть обеспечена защита насосных агрегатов от повышения давления в линии нагнетания;

система должна предусматривать прием дренажных протечек перекачиваемой жидкости от торцовых уплотнений в количестве около 0,6 л/ч;

допускается установка агрегатов в сейсмических районах с максимальным уровнем сейсмичности до 8 баллов.

.3.3 Технические данные

Основной насос допускает работу при давлении на всасывании 20 кг/см. При этом давление нагнетания не должно превышать 7,5 МПа (75 кгс/). Перекачиваемая среда (вода или нефть) должны соответствовать следующим характеристикам:

Нужна помощь в написании отчета?

Вязкость, см 2/с 0,05-10

Плотность, кг/м 3 700-900

Содержание в нефти:

серы (общее) по массе, %, не более 3,5

парафина по массе, %, не более 7

Нужна помощь в написании отчета?

воды по массе, %, не более 1

сероводорода, мг/л, не более 20

Показатели надежности агрегатов:

Установленный срок службы до списания, лет 25

Срок службы до капитального ремонта, ч 25 000

Нужна помощь в написании отчета?

Вероятность безотказной работы за 1000 ч,не менее 0,95

Общий уровень воздушного шума агрегатов — 100 дБА.

На мой взгляд, практика прошла очень успешно и продуктивно. За три с половиной месяца практики, я получил бесценный опыт работы в различных областях производства, приобрел как теоретические знания, так и практические навыки на базе производства.

Считаю, что опыт, полученный мной за время практики, поможет мне в будущем оперативно оценивать обстановку на подобном АЛПДС производстве, принимать верные решения при проведении работ.

Нужна помощь в написании отчета?

Руководство предприятия предоставило мне возможность:

выполнять обязанности машиниста насосных установок;

выполнить под руководством инструктора пробные квалификационные работы;

глубоко изучить нормативную и регламентирующую документацию, а также оперативную и техническую документацию;

ознакомиться с ведением производственной документации;

изучить правила по технике безопасности и правила поведения машиниста насосной установки в аварийной ситуации

Нужна помощь в написании отчета?

Был приятно удивлен организацией труда на станции, заботой о сотрудниках и внимательному отношению к студентам.

На время прохождения производственной практики были созданы все условия для успешного практического обучения, получения новых знаний и опыта.

Список литературы и нормативно-технической документации

1. Гумеров А.Г. Гумеров Р.С. Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций.- М. : ООО «Недра — Бизнессцентр», 2001. — 475с. : ил.

. ГОСТ 28922 — 91 ( http :// wiki — numbers.ru)

. Карпова И. Экологический спецназ — Российская газета. Экономика Сибири. № 116 от 24.05.2012

Нужна помощь в написании отчета?

. Кретов П. Через три часовых пояса — Трубопроводный транспорт нефти №3- 2010г.

. Миронова И. Жемчужина Сибири (40 лет Анжеро-Судженской ЛПДС)- Нефтяная магистраль №7 — 2011г.

. Свирть А. Живем и работаем здесь — АиФ КУЗБАСС № 21 от 23.05.2012

. Программа по реализации Экологической стратегии ОАО «Транссибнефть» 2010-2017 гг

. Установка силовая ЯСУ-500М2 Руководство по эксплуатации.- Миасс : ООО «ТФК «Восток», 2010.- 42с. : ил.

. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 (с изм. 1 2006, 2 2007)

Нужна помощь в написании отчета?

Источник