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

     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 сброса ударной волны РВС -400 или на прием насоса откачки утечек ЦНС 60x330 и далее на прием насосной станции.

     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 АВР.

Система контроля давления

              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 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 с БРУ 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.

     Ведение технологических  процессов

     Расчётное время работы магистральных нефтепроводов  с учётом остановок на ремонт принимается  равным 350 дням или 8400 часам в год. При пусках, остановках и переключениях  насосных агрегатов давление в нефтепроводе не должно превышать значений, разрешённых  технологической картой защит МН.

     Управление  технологическим процессом приёма, перекачки и поставки нефти производится диспетчерскими службами:

ЦДУ ОАО  АК «Транснефть» - центральным диспетчерским пунктом (ЦДП);

ОАО «Центрсибнефтепровод»  – территориальным диспетчерским пунктом (ТДП);

РНУ «Стрежевой» - районным диспетчерским пунктом (РДП);

На уровне технологических объектов – оперативным персоналом НПС.

     2.3. Линейная часть трубопровода

         Линейная часть магистрального  нефтепровода изготовлена из  прямошовных труб нормализованной низколегированной стали 17ГС, производства Челябинского трубного завода.

Механические  свойства стали 17ГС следующие:

     предел  прочности σвр= 570 МПа;

     предел  текучести σт= 410 МПа.

Температура фиксации расчетной схемы трубопровода допускается до - 40 С,

Температура стенки трубы при эксплуатации приравнивается температуре перекачиваемой нефти  равной 8 0С,

Проектировалось рабочее давление на 4,3 МПа,

Максимальное  рабочее давление в трубопроводе 3,2 МПа.

Конструктивно-техническая  характеристика представлена в таблице 1.

Таблица 1

Линейная  часть магистрального нефтепровода состоит  из:

     - трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);

     - противопожарных средств, противоэрозионных  и защитных сооружений;

     - линий и сооружений технологической  связи, средств автоматики и  телемеханики;

     - земляных амбаров для сброса нефти из МН;

     - сооружений для обслуживания МН (дома обходчиков, блок-боксы)

     - вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы , постоянных дорог, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.

          Безопасность, эффективность и надежность  эксплуатации линейной части  должны обеспечиваться следующими  мерами:

     - периодическим патрулированием,  осмотрами и комплексными диагностиками  обследованиями с использованием технических средств;

     - поддержанием в исправном состоянии  за счет своевременного выполнения  ремонтно-профилактических работ;

     - своевременной модернизацией морально  устаревшего или изношенного  оборудования;

     - соблюдением требований к охранной  зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных  предприятий, зданий и сооружений;

     - соблюдением условий обеспечения  пожаровзрывобезопасности и противопожарной  защиты;

     - уведомлением руководителей организаций и информацией населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.

         Техническое обслуживание линейной  части МН включает:

     -патрулирование  трассы нефтепровода – визуальные  наблюдения с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;

     -регулярные  осмотры и обследование всех  сооружений с применением технических  средств с целью определения  их технического состояния.

          Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться аварийно-восстановительной службой и специализированными организациями, имеющими лицензию на проведение соответствующих работ.

4. Производственные  и вспомогательные  цеха

     Вспомогательные системы служат для нормального функционирования НПС и должны всегда находиться в работоспособном состоянии.

     К вспомогательным системам НПС относятся:

• автоматическая  система пожаротушения;

• система водоснабжения;

• система канализации;

• система теплоснабжения;

• система вентиляции;

     2.7. Производство ремонтно-восстановительных работ

     Основными направлениями  концепции ремонта  магистральных нефтепроводов являются:

• выборочный  ремонт магистральных нефтепроводов  по результатам внутритрубной диагностики;

• разработка  и реализация эффективных технологий ремонта;

• проведение  капитального ремонта с заменой  труб и изоляции только на участках с большими скоплениями дефектов, определяемых на основе внутритрубной  инспекции.

        Суть новой концепции ремонта  заключается в том, что вывод  участков нефтепроводов в ремонт определяется индивидуально с учетом результатов внутритрубного диагностирования. Ремонт, осуществляемый по фактическому состоянию, позволит значительно повысить эффективность ремонтных работ. Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов основывается на следующих требованиях:

• ремонт  без остановки перекачки;

• полное  восстановление прочности зоны дефекта  до уровня бездефектной трубы;

• срок службы ремонтной конструкции не менее  срока службы нефтепровода;

• безопасность  проведения ремонтных работ;

• обеспечение возможности устранения дефектов самых  различных типов, включая трещины, глубокие и протяженные дефекты;

• минимальная трудоемкость и стоимость ремонта.

• Основные  положения системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов:

• Дефекты любого типа должны быть выявлены методом  внутритрубной диагностики и  устранены при проведении ремонта  до того, как получат опасное развитие.

• Внутритрубная диагностика должна проводиться  на протяжении всего жизненного цикла нефтепровода с обоснованной периодичностью.

• По данным о параметрах дефектов должна проводиться  оценка их опасности.

• На основе данных об опасности дефектов, особенностях их распределения по дистанции нефтепровода должны разрабатываться программы ремонта трубопровода, назначаться безопасные режимы перекачки нефти (на период до проведения ремонта).

• Ремонт  должен проводиться с использованием эффективных технологий без вывода трубопровода из эксплуатации.

 
 
 
 
 
 
 
 

3. Специальный вопрос: Гидравлические испытания на прочность и герметичность перемычек и технологических трубопроводов КППСОД  МН «Александровское-Анжеро-Судженск»

    Гидравлическое  испытание трубопроводов должно производиться преимущественно  в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже плюс 5 град. С и не выше плюс 40 град. С или специальные смеси (для трубопроводов высокого давления).

    Если  гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 град. С, следует принять меры против замерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.

    После окончания гидравлического испытания  трубопровод следует полностью  опорожнить и продуть до полного удаления воды.

    8.2.3. Арматуру следует подвергать  гидравлическому испытанию пробным  давлением после изготовления  или ремонта.