Открытое акционерное общество (оао) «урало-сибирские магистральные нефтепроводы им. Д. А. Черняева» - это одна из самых крупнейших трубопроводных транспортных организаций в составе ак «транснефть».

Содержание

 

Введение………………………………………………………………………...… 3

1 Характеристика нефтепровода тон-2………………….…………………………4

2 Обекты и оборудования основной технологии НПС «Варгаши» нефтепровода ТОН-2…………………….……….……….……………………………………..…..6

3 Характеристика насосного цеха……………………….….....................................8

3.1 Компоновка насосного цеха……………………….……………………………8

4 Вспомогательные системы насосного цеха…….………………………………12

4.1 Система сбора утечек………………………………….……………………….12

4.2 Система маслоснабжения…………………………….......................................13

4.3 Система защиты и контроля насосных агрегатов…………………………...15

4.4 Система вентиляции…………………………………………………………...15

5 Виды потерь нефти при эксплуатации нпс…………… ……………………….18

5.1 Источники и причины потерь нефти……………….…………………………18

6 Резервуарные емкости…………………………………………………………....20

6.1 Резервуары вертикальные стальные без понтонов…………………………...20

6.2 Резервуары вертикальные стальные с понтоном……………………………..21

6.3 Система измерения количества нефти в резервуарах………………………..22

6.4 Система подслойного пенотушения КСАППТ……………………………….22

7 Котельная……………………………………………………………………..…..24

8 Пожарное оборудование…………………………………………………………26

Заключение…………………………………………………………… ……….......27

Список используемых источников……………………………………………….28

Приложение А (обязательное) Технологическая схема тон-2

НПС «Варгаши»…………………………………………………………… ………29

 

 

Введение

На современном этапе функционирование системы нефте­проводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами, бывшими республиками СССР в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой. По состоянию на 2010-ый год в системе АК «Транснефть» эксплуатировалось 47,9 тысяч километров магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м³. Магистральные нефтепроводы (МНП) диаметром 720-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти. Действующие в настоящее время трубопроводы имеют значительный «возраст»: до 20 лет эксплуатации – около 25%, от 20 до 30 лет – около 38%, свыше 30 лет – около 37%.

Открытое акционерное общество (ОАО) «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» - это одна из самых крупнейших трубопроводных транспортных организаций в составе АК «Транснефть».

ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А.Черняева» эксплуатирует более 6 тысяч километров нефтепроводов диаметрами от 300 до 1200 мм включительно. Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти на такие длинные расстояния необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС).

 

Характеристика нефтепровода ТОН-2

В сентябре 1957 года «Гипротрубопроводу» было выдано задание на проектирование магистрального нефтепровода Туймазы-Омск-Новосибирск 2-ой очереди. Трасса нового нефтепровода по проекту намечена из Туймазов на Челябинск и далее до Новосибирска. Учитывая, что добыча нефти на Туймазинском месторождении к 1980 году могла достигнуть 300 млн. т/год, диаметр нового нефтепровода составил 720 мм.

Строительство линейной части нефтепровода на участке НПС «Варгаши» начато в 1958 году и завершено в конце 1959 года. Ввод в действие принятых в эксплуатацию участков нефтепровода образовал единую непрерывную транспортную линию от Туймазов до Новосибирска общей протяженностью 3662 км.

Для осуществления основной деятельности внутри ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» создано 6 филиалов (нефтепроводных управлений): Туймазинское, Черкасское, Челябинское, Курганское, Северо-Казахстанское, Арланское.

Курганское нефтепроводное управление (КНУ) было создано приказом Министерства нефтяной промышленности № 54 от 26.01.1973 года. В состав КНУ входят НПС «Варгаши», линейно-производственная диспетчерская станция (ЛПДС) «Юргамыш», НПС «Мишкино» и ЛПДС «Медведское». ЛПДС «Юргамыш» является одной из крупнейших НПС в составе ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева». ЛПДС «Юргамыш» обслуживает четыре трубопровода: Усть-Балык–Курган–Уфа-Альметьевск (УБКУА) с Д_у=1200 мм и протяжённостью 154 км (с 900 км по 1054 км), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК) с Д_у=1200 мм и протяжённостью 154 км (с 1130 км по 1284 км), Туймазы-Омск-Новосибирск-первая очередь (ТОН-1) с Д_у=500 мм и протяжённостью 304 км (с 902 км по 598 км) и Туймазы-Омск-Новосибирск-вторая очередь (ТОН-2) с Д_у=700 мм и протяжённостью 303 км (с 903 км по 600 км).

В 1958 году началось строительство нефтеперекачивающей станции НПС «Варгаши» по проекту, разработанному проектными организацией «Гипротрубопровод» г. Москва.

Нефтеперекачивающая станция НПС «Варгаши» введена в эксплуатацию в 1959 году и является структурным подразделением ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева», представляющим собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу ТОН-2 на участке 804,6-902,8 км. Пропускная способность нефтепровода ТОН-2 представлена в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Пропускная способность нефтепровода ТОН-2

Год	Пропускная способность, млн.т/год
По проекту	Фактически
		56,3
		56,3

 

Объекты и оборудование основной технологии НПС «Варгаши» по нефтепроводу ТОН-2

Согласно технологической схеме НПС «Варгаши» (представленной в приложении А) нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС с давлением 0,44 МПа через приемные задвижки, расположенные в узле пуска и приема очистных и диагностических устройств, и направляется на площадку фильтров-грязеуловителей. Перепады давления в фильтрах-решетках необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-решетке более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей нужно закрыть задвижки №12-№13.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти является система с «подключенным резервуаром». Такая схема предусматривает, что основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуар, и поскольку колебания уровня нефти в нем происходит только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, потери нефти от «больших дыханий» ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в «подключенном резервуаре» остается постоянным. Таким образом, если расход на последующем участке будет больше, чем на предыдущем, то перед фильтром-грязеуловителем поток нефти разделяется на два: один направляется в резервуарный парк, второй к подпорным насосным агрегатам. Характеристика резервуарного парка представлена в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 – Характеристика резервуарного парка

№ резервуара	Тип резер вуара	Год сдачи в эксплуатацию	Фактическая высота резервуара	Огневые предохранители
До врезки пенокамеры, м	До днища понтона в верхнем положе нии, м	Тип
	РВСП-5000		10,94	10,40	ОП-500
	РВС-5000		10,94	-	-

 

Для подачи нефти к магистральным насосам предусмотрен подпорные насосы. Подпорными насосными агрегатами через предохранительные клапаны №9-№10 нефть подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны №9-№10 настроены на давление Рн=1,38 МПа и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорными и магистральными насосами.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе в магистральную насосную 0,55МПа;

- максимальное давление на выходе из магистральной насосной 3,5МПа.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки.

 

Характеристика насосного цеха

Компоновка насосного цеха

 

Помещение магистральных насосных агрегатов предназначается для размещения основного технологического оборудования и создания нормальных условий для его работы.

Помещение на станции НПС «Варгаши» не разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами.

Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории, где установлены четыре магистральных основных насосных агрегата марки 16НД10*1 рисунок3.1.

 

 

1 - корпус насоса; 2 – муфта соединительная; 3 - вал; 4 – крышка насоса;

5 – разделительная втулка; 6 – рабочее колесо; 7 – лопасти рабочего колеса; 8 – подшипники скольжения; 9 – подшипники качения;

10 – торцевое уплотнение

Рисунок 3.1 – Разрез насоса 16НД10*1

 

Техническая характеристика насоса 16НД10*1 приведена в таблице 3.1

Таблица 3.1-Техническая характеристика насоса 16НД10*1

Производительность, м^3/ч	На пор, м	Частота вращения, об/мин	Кави таци онный запас, м	Коэффици ент полезного действия, %

 

Для ремонта насосных агрегатов в насосном помещении расположен мостовой кран ручной во взрывоопасном исполнении грузоподъёмностью 12,5 тонн.

Для привода насосов размещены четыре синхронных трёхфазных электродвигателя нормального исполнения 4А3МП-1600, техническая характеристика которых приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3-Техническая характеристика электродвигателя 4А3МП-1600

 

Мощ ность, кВт	Напряжение, В	Частота вращения, об/мин	Крити ческая частота враще ния, об/мин	Коэффициент полезного действия, %
				97.5

 

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В общем укрытии укладываются трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружаются площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При прохождении трубопроводов через разделительную стенку используются специальные герметизирующие сальники.

Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединяются между собой с помощью муфты без промежуточного вала, и устанавливается на общих фундаментах с металлическими опорными рамами.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его приняты из условия обеспечения следующих требований, определённых расчётными параметрами используемых насосов:

- самотечного отвода утечек от торцевых уплотнений из картера основных насосов в сборник утечек по закрытой схеме;

- подачи под напором нефти погружным насосам из подземной емкости (ЕП-16) в коллектор через задвижку №18;

- подачи заданного количества масла к подшипникам насосных агрегатов, насосов и электродвигателей и самотечного отведения его от подшипников - в баки централизованной маслосистемы;

- подачи воздуха для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладителях.

Для нормальных условий эксплуатации магистральных центробежных насосов абсолютное давление перекачивающей жидкости на входе должно превышать давление насыщенных паров. При нарушении этого условия перекачка жидкости прекращается. Если же это произойдет внутри рабочих органов насоса, то возникает явление кавитации, приводящее к разрушению лопаток насоса.

Поэтому для надежной и безотказной работы магист­ральных центробежных насосов требуется обеспечение необходимого подпора, который обычно создается вспомогательными подпорными насосами, либо за счет напора, передаваемого от предыдущих перекачивающих станций.

Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую способность, которая достигается благодаря сравнительно низкой частоте вращения вала и применению специальных предвключенных колес. Устанавливают подпорные насосы как можно ближе к резервуарному парку. Чтобы обеспечить заполнение насосов нефтью и уменьшить гидравлические потери напора во всасывающей линии, подпорные насосы часто заглубляют.

На станции НПС «Варгаши» используются 2-а подпорных насоса типа 20НДсН которые установлены в одной насосной с магистральными, технические характеристики которых показаны в таблице 3.4..

Таблица 3.4 -Техническая характеристика насоса 20НДсН

Подача, м^3/ч	Напор, м	Коэффициент полезного действия, %	Мощность, кВт	Число оборотов, об/мин	Коэффициент полезного действия, %

 

 

Система сбора утечек

Система сбора утечек предусматривается для приёма капельных утечек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образование щелей, полное раскрытие торцов или освобождение насоса при ремонте.

Система состоит из:

- отводного коллектора от торцевых уплотнений;

- одного резервуара-сборника утечек, находящихся за пределами насосной;

- насоса для откачки нефти;

- запорной арматуры;

- коллектора, соединяющего резервуар-сборник с коллектором резервуарного парка.

Вместимость резервуара-сборника составляет 16 м³.

Она подобрана таким образом, чтобы обеспечить приём нефти за время закрытия основных задвижек и остановки насоса при раскрытии одного торцевого уплотнения. Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам, то есть установлен бачок сигнализации особой конструкции, при превышении рабочего уровня нефти в котором срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

Система имеет закрытый контур (герметичный). Для откачки нефти из резервуара-сборника установлен один центробежный насос 12НА9*4 со следующими характеристиками: Q=72 м³/ч, Н=44 м, КПД=47 %. Откачка нефти из ёмкостей сбора утечек производится автоматически.

 

Система маслоснабжения

 

Эта система является общей цеховой с закрытым контуром. Она предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей и для самотечного отвода масла в ёмкость. Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

С 1959 года система маслоснабжения работает через бак статического давления, высота которого 8 метров над уровнем пола. Благодаря этому после отключения маслонасосов масло еще в течении некоторого времени поступает на подшипники агрегата, которого хватает до полной остановки ротора насоса и электродвигателя. За счет высоты аккумулирующего бака давление масла на подшипниках агрегата остается постоянным, а количество масла поступающего на подшипники регулируется калибровочными шайбами, установленными во фланцевых соединениях на входе в камеру подшипников.

Для подачи масла из маслобаков в бак статического давления используются два насоса Ш-40-6-1, один из которых резервный. Техническая характеристика насоса данной марки приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 -Техническая характеристика насоса Ш-40-6-1

 

Производительность, м^3/ч	На пор, м	Частота вращения, об/мин	Допустимый кавитационный запас, м	Коэффициент полезного действия, %
			5,0

 

 

После насосов для охлаждения масло подаётся на воздушные теплообменники, под которыми расположены вентиляторы, подающие воздух через диффузоры с жалюзи на оребрённые трубки. Затем для очистки масла от механических примесей масло проходит через фильтры тонкой очистки и попадает в бак статического давления. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35⁰С до +55⁰С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55⁰С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители, по такой схеме система работает в зимний период.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,07 МПа и не менее 0,03 МПа.

 

 

Система вентиляции

 

В производственных зданиях применяются приточно-вытяжные вентиляции с приточной камерой, расположенной в подвале, и вытяжной камерой, расположенной на чердаке.

Приточные системы механической вентиляции состоят из следующих конструктивных элементов:

- воздухоприёмного устройства, через которое наружный воздух поступает в приточную камеру;

- приточной камеры с оборудованием для обработки воздуха и подачи его в помещение;

- сети каналов и воздуховодов, по которым воздух вентилятором распределяется по отдельным вентилируемым помещениям;

- приточных отверстий с решётками;

- регулирующих устройств устанавливаемых в воздухоприёмных устройствах, на ответвлениях воздуховодов и в каналах.

Приточная система вентиляции установлена в насосном зале. Характеристика данной системы приведена в таблице 4.2.

 

Таблица 4.2 -Характеристика приточной системы вентиляции

 

Место уста новки	Вентилятор	Электродвигатель
Тип, марка	Диаметр всасывающего отвер стия, мм	Размер выхлопного отверстия, мм	Мощность, кВт
Насосный зал	Ц9-57, №8		560х560

 

 

Вытяжные системы механической вентиляции состоят из следующих элементов:

- жалюзийных решёток и специальных насадков, через которые воздух из помещений поступает в вытяжные каналы;

- вытяжных каналов, по которым воздух, извлекаемый из помещений, транспортируется в сборный воздуховод;

- сборных воздуховодов, соединённых с вытяжной камерой;

- вытяжной камеры, в которой установлен вентилятор с электродвигателем;

- оборудование для очистки воздуха;

- вытяжной шахты, служащей для отвода в атмосферу воздуха, извлекаемого из помещений;

- регулирующих устройств.

Вытяжная система вентиляции установлена в насосном зале станции НПС «Варгаши» приведена в таблице 4.3.

 

Таблица 4.3 -Характеристика вытяжной системы вентиляции

 

Вентилятор	Электродвигатель
Тип, марка	Диаметр всасываю щего отверстия, мм	Размер выхлопного отверстия, мм	Тип, марка	Мощность, кВт
Ц4-70, №10		700х700	ВАО-62-8У2

 

Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

 

 

 

 

 

 

Потери нефти на станции приводят к большому материальному и экологическому ущербу. Поэтому их сокращение - важнейшая задача работников. Для того чтобы успешно решать ее, необходимо точно знать возможные источники потерь и причины их возникновения.

Резервуарные емкости

Котельная

Для отопления хозяйственных помещений на станции предусмотрена котельная, построенная в 2002 и введенная в эксплуатацию 2006 году.

Котельная является водогрейной и работает на нефти.

Рабочей средой в трубопроводах предназначенных для отопления является вода, нагретая до температуры 70-95 ^оС, рабочее давление в трубопроводе составляет 6 кгс/см² . Подводящие трубопроводы являются стальными, наземными, теплоизолированными и обделаны оцинкованным железом.

Тепло на площадке расходуется на следующие нужды:

- отопление и вентиляция промышленных, вспомогательных, бытовых зданий;

- горячее водоснабжение промплощадок и жилого поселка.

Тепло на отопление и вентиляцию зданий и сооружений расходуется во время отопительного периода, а на горячее водоснабжение - в течение всего года.

 

Котельные агрегаты и их технические характеристики представлены в таблице 7.1

 

 

Таблица 7.1- Котельные агрегаты

 

Тип, марка	Завод – изготовитель	Год изготовления	Регистрационный номер	Год ввода в эксплуатацию	Поверхность нагрева, м2	Производительность, Гкал/час.	Рабочее давление, Кгс/см2	Для каких целей используется
КВ-ГМ—0,5-95 (КВа-0,5)	«Транснефтемаш»		К-201		21,1	0,432	6,0	отопление
КВ-ГМ—0,5-95 (КВа-0,5)	«Транснефтемаш»		К-202		21,1	0,432	6,0	отопление

 

 

 

Пожарное оборудование

 

Для предотвращения пожара, на станции предусмотрено следующее оборудование:

- пожарные автоходы в количестве две штуки, типа АЦ-40 ЗИЛ-131, АЦ-40 ЗИЛ-130;

-пеногенераторы типа ГВП – 600-16штук, ГВП-2000 – 2штуки,ГПСС-2000-2 штуки;

- огнетушители пенные в количестве 12 штук;

- огнетушители углекислотные в количестве 7 штук;

- автоматическая пожарная сигнализация;

- автоматические пожарные извещатели;

- автоматические установки пожаротушения;

­- охранно–пожарная сигнализация.

 

 

Заключение

 

В результате прохождения практике в ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А.Черняева на станции НПС «Варгаши» мною была поставлена задача о закреплении теоретических знаний полученных в области эксплуатации нефтепроводов и нефтехранилищ. Для этого я ознакомился с общей схемой нефтеперекачивающей станции; постарался разобраться с аппаратом управления с условиями и результатами работы станции; ознакомился с социально-экономической жизнью предприятия; приобрел навыки организаторской работы в трудовых коллективах.

Занимая рабочие место я в полной мере почувствовал ответственность за производственную и экономическую деятельность предприятии.

В результате чего получил необходимые материалы для выполнения отчета.

 

 

Содержание

 

Введение………………………………………………………………………...… 3

1 Характеристика нефтепровода тон-2………………….…………………………4

2 Обекты и оборудования основной технологии НПС «Варгаши» нефтепровода ТОН-2…………………….……….……….……………………………………..…..6

3 Характеристика насосного цеха……………………….….....................................8

3.1 Компоновка насосного цеха……………………….……………………………8

4 Вспомогательные системы насосного цеха…….………………………………12

4.1 Система сбора утечек………………………………….……………………….12

4.2 Система маслоснабжения…………………………….......................................13

4.3 Система защиты и контроля насосных агрегатов…………………………...15

4.4 Система вентиляции…………………………………………………………...15

5 Виды потерь нефти при эксплуатации нпс…………… ……………………….18

5.1 Источники и причины потерь нефти……………….…………………………18

6 Резервуарные емкости…………………………………………………………....20

6.1 Резервуары вертикальные стальные без понтонов…………………………...20

6.2 Резервуары вертикальные стальные с понтоном……………………………..21

6.3 Система измерения количества нефти в резервуарах………………………..22

6.4 Система подслойного пенотушения КСАППТ……………………………….22

7 Котельная……………………………………………………………………..…..24

8 Пожарное оборудование…………………………………………………………26

Заключение…………………………………………………………… ……….......27

Список используемых источников……………………………………………….28

Приложение А (обязательное) Технологическая схема тон-2

НПС «Варгаши»…………………………………………………………… ………29

 

 

Введение

На современном этапе функционирование системы нефте­проводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами, бывшими республиками СССР в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой. По состоянию на 2010-ый год в системе АК «Транснефть» эксплуатировалось 47,9 тысяч километров магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м³. Магистральные нефтепроводы (МНП) диаметром 720-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти. Действующие в настоящее время трубопроводы имеют значительный «возраст»: до 20 лет эксплуатации – около 25%, от 20 до 30 лет – около 38%, свыше 30 лет – около 37%.

Открытое акционерное общество (ОАО) «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» - это одна из самых крупнейших трубопроводных транспортных организаций в составе АК «Транснефть».

ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А.Черняева» эксплуатирует более 6 тысяч километров нефтепроводов диаметрами от 300 до 1200 мм включительно. Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти на такие длинные расстояния необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС).