Отчет по производственной практике АК "Транснефть" ОАО "Центрсибнефтепровод"

Оглавление

      Введение

1. Общие сведения о районе работ и задачах предприятия
2. Технологические схемы и оборудование насосной станции

2.1. Насосные станции, режимы их работы, технологическая схема НПС

2.2. Насосы и электродвигатели НПС

     2.3. Линейная часть трубопроводов

     2.4. Производственные и вспомогательные цеха

     2.5. Производство ремонтно-восстановительных работ

3. Специальный вопрос
4. Безопасность труда и охрана окружающей среды

   Заключение

   Список литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Введение

Место прохождения практики: г.Стрежевой, АК «Транснефть», ОАО Центрсибнефтепровод, РНУ «Стрежевой». Город расположен на берегу правой протоки реки Обь, в 70 км от г. Нижневартовск, в 970 км к северо-западу от Томска.

   Фактический срок практики: 16 июня 2010г. – 16 августа 2010г.

Рабочее место: отдел эксплуатации нефтепроводов РНУ «Стрежевой»,      НПС «Александровская».

   Должность: трубопроводчик линейный 3 разряда;

   Организационная структура предприятия: представлена на рис. 1.

   

   Рис. 1

   Основная задача трудового коллектива предприятия - транспортировка углеводородного сырья по магистральным трубопроводам. 
 

       Задачи практики:

• общее ознакомление с предприятием, его перспективами развития;
• изучение производственной структуры и структуры управления производством, технико-экономических показателей работы предприятия;
• изучение технической характеристики, принципов работы и конструкции основного и вспомогательного оборудования;
• приобретение навыков по эксплуатации, обслуживанию и ремонту оборудования объектов продуктопроводов;
• 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 учета транспортируемых и хранимых углеводородов, нормативных и фактических потерь, нормативных и фактических расходов энергии при выполнении основных операций;
• изучение методов оценки технологического состояния основного оборудования и трубопровода, его эффективности и надежности работы;
• изучение методов по оптимизации режимов работы основного оборудования при транспорте и хранения нефти, нефтепродуктов;
• изучение проектно-сметной документации;

• сбор материала для выполнения ВКР.  
 
 
 
 

1. Общие сведения о районе работ и задачах  предприятия

     Основные направления деятельности АК «Транснефть»:

1. перекачка, координация и управление транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие предприятия России и за ее пределы; 
2. профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепроводах;
3. координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
4. взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти в соответствии с межправительственными соглашениями; 
5. координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов; 
6. привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции акционерных обществ, входящих в компанию; 
7. организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов нефтепроводного транспорта.

 

     Характеристика  района прохождения  трассы нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск»

1. Нефтепровод «Александровское – Анжеро-Судженск», построен-ный и выведенный на проектную мощность в 1974 году, предназначен для транспортировки нефти с двух основных нефтедобывающих районов: Нижневартовского и Александровского. Протяжённость его трассы составляет 817,5 км. Нефтепровод проходит по территории Томской области и имеет диаметр 1220 мм.
2. Для обеспечения проектной мощности 52,5 млн. тонн в год, на нефтепроводе сооружено 8 нефтеперекачивающих станций.
3. Трасса нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск» проходит по участкам с разнообразнейшей аэрогидрографией в сложных природно- климатических условиях. Район прохождения трассы нефтепровода характеризуется резко континентальным климатом с продолжительной холодной зимой и коротким, но тёплым летом. Минимальная температура воздуха в январе достигает -49^оС, а максимальная в июле  +37^оС. Продолжительность периода с положительной температурой составляет 160-180 дней в году. Среднегодовая температура на северном участке трассы нефтепровода –3,3^оС, на южных участках +0,4^оС. Максимальное промерзание низких болот достигает 100 см, минимальное 20-30 см.
4. Верховые болота, расположенные в районе Александровского, промерзают на 10-15 см больше по сравнению с низинными. Глубина промерзания сухих участков в 1,5-2,5 раза больше. Средняя температура грунта на глубине заложения нефтепровода изменяется в пределах от  –1,6^оС до 2,3^оС в марте и от +8,9^оС до +11,7^оС в августе.
5. Реки района равнинного типа со сравнительно медленным течением. Левый берег низкий правый крутой. На мелких реках преобладает глубинная эрозия, на крупных боковая, что вызывает сильный размыв берегов. Из крупных рек, пересекающих нефтепровод, можно отметить Обь и его притоки: Васюган, Парабель, Чая, ширина которых в районах переходов колеблется от 650 до 150 м. Залесенность района трассы нефтепровода составляет 80-85 %. Лесные массивы предоставлены частично тайгой с преобладанием ели, сосны и берёзы. 
6. Нефтепровод «Александровское – Анжеро-Судженск» проложен в грунтах, представленных болотными отложениями и аллювиальными отложениями современного происхождения зырянского горизонта, а именно, торфяниками с высоким уровнем грунтовых  (1- 1,5 м ).

7. Среднемесячные  температуры января по длине трассы изменяются  от  -39^оС до  - 22^оС, а июля  от +17^оС до + 19^оС.

8. Первый  снег выпадает обычно в конце сентября - начале октября. Устойчивый снежный  покров и установление льда на реках  происходит в конце октября –  начале ноября. Высота снежного покрова  достигает 1,6 м на залесенных участках и 0,6 м на открытых участках. Реки вскрываются в конце апреля – начале мая.
9. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм. Максимум осадков, до 45% от общего количества, приходится на вторую половину июля и августа.
10. Район прохождения трассы плоские и очень широкие равнинные междуречья, характерной особенностью которых является почти полная их заболоченность. Болота по трассе нефтепровода встречаются верховые, низинные и переходные. Особенно сильно заболочено междуречье Оби и Иртыша. Большое количество озёр также влияет на обводнённость местности. Уровень грунтовых вод высок  1-1,5 м.
11. Глубина промерзание грунта на не заболоченных участках меняется с севера на юг от 250 до 80 см.  На северном участке трассы температура почвы выше в северном заболоченном районе по сравнению с южным сухими  и особо влажными глинами (с естественной влажностью до 46,5%), с песками, супесями и суглинками относящимся к пылеватым, макропористым, лесовидным, просадочным и  лучистым. Болотные отложения представлены торфом мощностью 2-7 м. Несущая способность торфов не превышает 0,6 ².

     Административно-географическое расположение линейной части магистральных  нефтепроводов РНУ «Стрежевой» ОАО «Центрсибнефтепровод» в приложении А. 
 

2. Технологические схемы и оборудование насосной станции

2.1.  Насосные станции, режимы их работы, технологическая схема   НПС

  Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти. 
 Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, 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.  
 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. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.  
 На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.  
 НПС «Александровская» является головной нефтеперекачивающей станцией.

     Общая характеристика НПС  «Александровская»:

1. НПС «Александровская» предназначена для приёма нефти из участков «Самотлор-Александровская» МН «Самотлор-Александровская» и перекачки её из резервуарных ёмкостей по участку «Александровская-Раскино-Парабель» МН «Александровское-Анжеро-Судженск» (км 0-818).
2. Нефтеперекачивающая станция «Александровская» является структурным подразделением РНУ «Стрежевой» ОАО «Центрсибнефтепровод» и представляет собой комплекс сооружений и устройств для учета, приема, перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Александровская-Анжеро-Судженск».
3. Проект нефтеперекачивающий станции разработан институтом Гипротрубопровод г. Москва

     Технологический процесс работы НПС  «Александровская»

     Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утверждённых План - графиков работы магистральных нефтепроводов на месяц с  почасовой разбивкой.

     Технологическая схема НПС «Александровская» показана в приложении Б.

2. Насосы  и электродвигатели НПС

        Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:

• смазки  подшипниковых узлов;
• контроля повышенных утечек нефти;
• контроля температуры;
• контроля давления;
• аварийной остановки агрегата по месту, из операторной и ЗРУ;
• контроля вибрации;
• сбора утечек насосной.

     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 (в зимний период - ХФ-22). 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);

• 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;
• маслопроводов и запорной арматуры Ду 25-100;
• резервной ёмкости масла V=4,0м³;