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;
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
— 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.;
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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
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?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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 <#»803143.files/image003.gif»>
Рис.1 Общий вид силовой установки ЯСУ-500М2
Пояснения к общему виду:
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.
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
ПНУ-2:
ПНУ — передвижная насосная установка;
— 2-е исполнение;
ПН 150-50-УХЛ1:
ПН — основной насос — нефтяной насос высокого давления;
— подача, м3/ч;
— напор, атм;
УХЛ1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.
ЦНС 150-50-УХЛ1:
ЦНС — подпорный насос — центробежный насос самовсасывающий;
— подача, м3/ч
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
— напор, м;
УХЛ1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.
.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.
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?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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;
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:
Вязкость, см 2/с 0,05-10
Плотность, кг/м 3 700-900
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
Температура, ºС -5…+80
Содержание в нефти:
серы (общее) по массе, %, не более 3,5
парафина по массе, %, не более 7
воды по массе, %, не более 1
сероводорода, мг/л, не более 20
солей, мг/л 20-320
Показатели надежности агрегатов:
Установленный срок службы до списания, лет 25
Срок службы до капитального ремонта, ч 25 000
Вероятность безотказной работы за 1000 ч,не менее 0,95
Общий уровень воздушного шума агрегатов — 100 дБА.
Заключение
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.
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
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?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
. 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)
. РД 153-39ТН-008-96
. РД 153-39.4-041-99
. РД 153-39.4-113-01