Материал: Анжерская линейная производственная диспетчерская станция

Анжерская линейная производственная диспетчерская станция

Министерство образования и науки РФ

Томский государственный промышленно-гуманитарный колледж

ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ (ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ) ПРАКТИКЕ

в Анжеро- Судженской линейной производственной диспетчерской станции (наименование места прохождения практики)

Специальность: 130502

«Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Выполнил: студент 4 курса гр. 601

Дайнеко Евгений Михайлович

Проверил: руководитель

от производства механик

Первушин А.В

Томск 2013

Ведение

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;

-        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;

         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.

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.

Анжерская ЛПДС

Основными задачами станции являются:

·  Транспортировка нефти по магистральным трубопроводам на нефтеперерабатывающие предприятия Сибири;

·  временное хранение нефти;

·  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.

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).

Нефть, поступающая по нефтепроводу Александровская-Анжерская, пройдя через фильтры-грязеуловители, попадает на узел учета. После количественного учета нефть закачивается в резервуарный парк, где она отстаивается, обезвоживается и отсортированная по качеству поступает на вход подпорной насосной станции. Проходя через насосы, давление нефти повышается до 10-15 кг/см2 . Затем нефть, пройдя по технологическому трубопроводу, поступает на вход магистральной насосной станции. Пройдя через магистральные насосы, давление нефти возрастает до 30-50 кг/см2 , далее нефть проходит через регуляторы давления и направляется в магистральную часть нефтепровода на восток.

.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;

-        контроля повышенных утечек нефти;

         контроля температуры;

         контроля давления;

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

         резервной ёмкости масла V=4,0м3;

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

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

.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.).

Таблица 1.1 График технических осмотров объектов НПС