Министерство образования и науки

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Специальность: Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

ОТЧЕТ

ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ (ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ) ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ

в Рыбинской ЛПДС Красноярского РНУ

Проверил: Выполнил:

руководитель студент 4 курса гр. З-2Т9Т

от института

Чухарева Н.В. Лахно Е.Ю.

оценка __

“ ” 200 г. “ ” 200 г.

Саруев А.Л.

оценка

“ ” 200 г.

Томск 2013

Введение

Место прохождение моей практики «Рыбинская» ЛПДС Красноярского РНУ, должность – оператор товарный, рабочее место – участок операторов, фактический срок прохождения практики 18 недель, 600 часов.

Рыбинская линейная производственно-диспетчерская станция (РЛПДС) является структурным подразделением Красноярского районного нефтепроводного управления (КРНУ), ОАО «Транссибирские магистральные нефтепроводы» (ОАО «Транссибнефть»). Рыбинская ЛПДС не является юридическим лицом и осуществляет свою деятельность на основании Положения, разработанного в соответствии с Уставом ОАО «Транссибнефть» и Положением КРНУ. Форма собственности: государственная. Рыбинская линейная производственно-диспетчерская станция представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и классифицируется по назначению как «нефтеперекачивающая станция с емкостью».

Основной вид деятельности – прием и перекачка нефти на одном из участков магистральных нефтепроводов Омск-Иркутск (720мм) и Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск (1020мм).

Настоящий «Технологический регламент РЛПДС» устанавливает порядок ведения и организации технологического процесса работы Рыбинской ЛПДС ОАО «Транссибнефть» ОАО «АК «Транснефть» до вывода ее из эксплуатации, в соответствии с проектными техническими решениями, исполнительной документацией, действительными характеристиками и условиями работы нефтепроводов.

Цели и задачи практики:

• приобретение знаний и первоначальных навыков производственно-технологической и организационно-управленческой деятельности в соответствии с должностной инструкцией специалиста среднего звена (техника, бригадира, диспетчера);

• углубление практических навыков, полученных в ходе учебной профессиональной практики;

• закрепление теоретических знаний, полученных при изучении дисциплин: «Эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», «Строительные конструкции», «Машины и оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ», «Эксплуатация и ремонт оборудования перекачивающих станций»;

• сбор и систематизация материалов, необходимых для выполнения отчета;

• изучение технологии основных процессов транспорта и хранения нефти;

• изучение технической характеристики, принципов работы и конструкции основного и вспомогательного оборудования.

Общие сведения о предприятии и его задачах

Рыбинская станция была пущена в эксплуатацию в августе 1964 года – по мере продвижения нефтепровода на восток страны. Скромная, по современным меркам, эта станция, в то время являла собой для жителей с. Рыбинское (откуда получила свое название). Начал строиться жилой поселок нефтяников, внесший изменения в культурный облик села. Многие рыбинцы принимали непосредственное участие в строительстве, многие – связали свою последующую жизнь со станцией.

Два резервуара, несколько производственных помещений, небольшая ухоженная территория – вот первоначальное лицо станции, которое она сохраняла с 1964 года по 1976 год (не считая строительства поселка). Но напряженный ритм работы, выпавший на, то время, она выдержала достойно (на те годы приходятся объемы перекачиваемой нефти, значительно превышающие современные), благодаря ударному труду всего рабочего коллектива.

В 1976 году были приняты в эксплуатацию еще 12 резервуаров емкостью по 5000 м³ каждый, - роль станции, как головной, возросла. В это время в проекте уже была вторая очередь Рыбинской НПС.

В 1984 году было закончено строительство «Рыбинской – 2» - в зиму 1985 года она задействована в полную силу. Развернулось строительство резервуарного парка двадцатитысячников (6 резервуаров – каждый емкостью 20000 м³). К началу 90-х годов общая емкость резервуарного парка (теперь уже Рыбинской ЛПДС) составляла 120 тысяч м³. Пущена в эксплуатацию «нитка» нефтепровода диаметром 1020мм,- это обеспечило гибкость в варьировании процессом перекачки нефти, возможность производить ремонты участков нефтепровода без остановки перекачки. С 1997 года станция вступила в полосу интенсивной работы по переоснащению и техническому перевооружению.

Сегодняшний вид станции поразительно отличается от той - образца 1964 года. Сейчас – это станция со всеми, присущими для современного предприятия, внешними атрибутами архитектоники и дизайна - и внутреннее содержание ее соответствует облику.

Рыбинская линейная производственно-диспетчерская станция предназначена для приема нефти из нефтепровода в «свободную емкость» резервуарного парка, а так же перекачки нефти из емкости резервуарного парка в магистральный нефтепровод.

Технологическая схема и ее краткое описание

В состав Рыбинской ЛПДС входят:

• резервуарный парк: РВС-5000м³ – 13шт., РВС-20000м³ – 1шт., РВСП-20000м³ – 3шт. с общей емкостью-125800м³, в том числе полезной емкостью-93600м³;

• насосная станция НПС «Рыбная-1» с магистральными насосными агрегатами 20QLQ 23/310/3 (МА-1, МА-2,МА-3) ,подпорным насосным агрегатом НПВ 2500-80 (ВПН-1) и агрегатом внутрипарковой перекачки нефти НПВ 2500-60-2,3 (ВПН-2);

• фильтры-грязеуловители и система откачки утечек НПС «Рыбная-1»;

- ЗРУ-1, обеспечивающее энергоснабжение НПС «Рыбная-1», резервуарного парка, очистных сооружений, водопенопожаронасосной станции, корпуса вспомогательных и подсобных помещений, гаража аварийной техники, АЗС, промышленного блока, служебного корпуса, КПП СОД 720, пожарного депо, столовой, гостиницы и др.;

• узлы управления задвижками № 1,2,3;

• подпорная насосная НПС «Рыбная-2» с подпорными насосными агрегатами: НПВ 3600-90 (ПНА-1, ПНА-2,ПНА-3,ПНА-4), НПВ 1250-60 (ВПНА-5) – для внутрипарковой перекачки нефти;

• НПС «Рыбная-2» с магистральными насосными агрегатами НМ-10000-210 (2НМ-1, 2НМ-2, 2НМ-3, 2НМ-4) и системой смазки и откачки утечек;

• фильтры-грязеуловители НПС «Рыбная-2»;

• фильтры-грязеуловители подпорной насосной НПС-2;

• ЗРУ-2 – электроснабжение НПС «Рыбная-2»;

• узлы управления задвижками № 4,5,6;

• узел регулирования давления НПС «Рыбная-2»;

• узлы с предохранительными клапанами НПС «Рыбная-2»; узел с предохранительными клапанами подпорной насосной НПС «Рыбная-2»;

электродвигатели СТД –6300 –2У4 (6300 кВт) магистральных насосных агрегатов №1,2,3,4, электродвигатели ВАОВ- 1250 – 4У1 подпорных насосных агрегатов № 1,2,3,4, электродвигатель ВАОВ – 400 – 4 (Д) – УХЛ – 1(400кВт) внутрипаркового насосного агрегата № 5.

• технологические трубопроводы;

• системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи;

• производственно – бытовые здания и сооружения.

Оборудование объекта. Технические характеристики

Магистральный насосный агрегат НМ 1000-210.

Насосы типа НМ - центробежный горизонтальный с двусторонним подводом нефти к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом нефти от рабочего колеса.

Эти насосы разработаны специально для нефтяной промышленности и предназначены для транспортировки нефти и нефтепродуктов, с температурой от - 5 до + 80 °С, с содержанием механических примесей по объёму не более 0,05% и размером не более 0,02 мм.

Наименование показателей	НМ 10000-210	Номер позиции по схеме	Количество, шт.
Подача м^3\час	10000	2НМ-1 2НМ-2 2НМ-3 2НМ-4	4
Напор, м	210
Кавитационный запас, м	65
Частота вращения , об\мин	3000
Предельное давление кгс\см^2	75
Мощность, кВт	5550
КПД, %	89
Внешняя утечка через одно торцовое уплотнение, л\мин (не более)	0,25
Габариты (длина х ширина х высота) мм	2505 х 2600 х 2125
Масса всего, кг в т.ч: ротор крышка	9791 500 2500

Рис. 1 - Магистральный насосный агрегат НМ 1000-210

Подпорный насос НПВ 3600-90.

Подпорный насос типа НПВ (рис. 2) вертикальный одноступенчатый с центробежным колесом двойного входа и осевым подводом жидкости.

Входной патрубок насоса расположен на стакане, напорный патрубок - в напорной крышке. Они направлены в противоположные стороны.

Насос рассчитан на эксплуатацию на открытых площадках при температуре окружающего воздуха от + 50°С до -50°С.

Насос выполнен вертикального исполнения, состоят из насосной колонны и наружного стакана с приваренными к нему входным патрубкам. Ось входного патрубка насоса располагается на 1,5 м ниже нулевой отметки.

С целью обеспечения оптимальных характеристик насос снабжен предвключенным колесом и направляющим аппаратом, применение которых значительно улучшает антикавитационные качества насоса.

Наименование показателей	НПВ 3600-90	Номер позиции по схеме	Количество, шт.
Подача м^3\час	3600	ПНА-1 ПНА-2 ПНА-3 ПНА-4	4
Напор, м	90
Кавитационный запас, м	4,8
Частота вращения, об\мин	1500
Диаметр колеса, мм	610
Мощность, Квт	1161
КПД, %	76
Внешняя утечка через одно торцовое уплотнение, л\ч (не более)	0,3
Габариты (длина х ширина х высота) мм	2541 х 2100 х 6325
Масса всего, кг	15450

Рис. 2 – Подпорный насос типа НПВ Магистральный агрегат Worthington 20QLQ 23/310/3.

Вертикальные центробежные насосы Вортингтон 20QLQ21/310/3 (рис. 3) предназначены для перекачки нефти по трубопроводу на заданное расстояние до следующей нефтеперекачивающей или нефтеналивной станции.

Основными узлами вертикального магистрального насосного агрегата Worthington 20QLQ 23/310/3 являются электродвигатель и насос.

Насос конструктивно выполнен в виде погружного вертикального центробежного трехступенчатого насоса. Состоит из основания, корпуса насоса, ротора, вспомогательных систем.

Насос Worthington 20QLQ 23/310/3 оборудован вспомогательными системами сбора и откачки утечек нефти через торцовое уплотнение, а также системами электроподогрева подшипникового узла, емкости утечек нефти и дренажных трубопроводов.

А так же оборудован стационарными системами контроля:

• давления в приемном и нагнетательном патрубках насоса;

• вибрации подшипниковых узлов насоса и электродвигателя;

• температуры подшипниковых узлов

№	Наименование параметра	Значение параметра	Номер позиции по схеме	Количество, шт.
1	Производительность номинальная, м^3/час	2500	МН-1 МН-2 МН-3	3
2	Производительность минимальная, м^3/час	1175.5
3	Напор номинальный, м	230
4	Напор максимальный, м	303
5	Кавитационный запас, м	5
6	Число ступеней	3
7	Диаметры рабочих колес – 1 ступ, мм	555
	2 ступ, мм	568
	3 ступ, мм	535
8	Частота вращения, об/мин	1485
9	Коэффициент полезного действия	0,82
10	Потребляемая мощность, КВт	1816
11	Электродвигатель	ВАОВ 3-800 М4-У1

Рис. 3 - Магистральный агрегат Worthington 20QLQ 23/310/3.

Фильтры-грязеуловители.

Фильтр-грязеуловитель предназначен для улавливания механических примесей и различных предметов, которые могут оказаться в полости нефтепровода и предотвращения попадания их в резервуары, магистральные и подпорные насосы. Перепад на фильтрах грязеуловителях должен составлять 0,15 – 0.8 кгс/см². Измерение перепада производится дифференциальным манометром, как правило, его устанавливают на первый фильтр. Дифференциальный манометр показывает разность давлений между приёмом и выходом фильтра.

Фильтр состоит:

1. Выкидной патрубок 700мм.

2. Смотровой люк.

3. Люк для выемки фильтрующего элемента.

4. Цилиндрический корпус, объемом 5,3 м³.

5. Приёмный патрубок 700мм.

6. Сливное отверстие для сброса нефти с дренажной задвижкой.

7. Фильтрующий элемент.

8. Между приёмным патрубком и выкидным устанавливают дифференциальный манометр

Рис. 4 – Фильтр-грязеуловитель

Технические характеристики.

1. Потеря давления на незагрязненном фильтре при максимальной пропускной способности и вязкости нефти 100х10-6 м²/с не более 0,01 МПа.

2. Перепад давления (допустимый) на загрязненном фильтре 0,3 МПа.

3. Номинальная тонкость фильтрации 4мм.

4. Допустимая температура стенки корпуса:

• под рабочим давлением от 0 до +60⁰С

• без давления от -50 до + 60⁰С

5. Средняя наработка на отказ 25000ч.

6. Средней срок службы 8лет.

7. Среднее время восстановление не менее 8часов.

Фильтр-грязеуловитель тип 500-40.

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме	Количество, шт.	Техническая характеристика оборудования
Фильтры-грязеуловители тип 500-40	Ф-1 Ф-2	2	Ду=500мм Ру=4Мпа

Рис. 5 – ФГУ тип 500-40, Ф-1

Фильтр-грязеуловитель тип СДЖ-700-162-2.

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме	Количество, шт.	Техническая характеристика оборудования
Фильтры-грязеуловители тип СДЖ-700-162-2	Ф-7	1	Ду=700мм Ру=1,6Мпа

Фильтр-грязеуловитель тип ФС-11-800-16.

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме	Количество, шт.	Техническая характеристика оборудования
Фильтры-грязеуловители тип ФС-11-800-16	2Ф-1 2Ф-2	2	Ду=1000мм Ру=1,6Мпа

Рис. 6 – ФГУ тип ФС-11-800-16, 2Ф-1

Фильтр-грязеуловитель тип СДЖ-Х-1200-16.

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме	Количество, шт.	Техническая характеристика оборудования
Фильтры-грязеуловители тип СДЖ-Х-1200-16	2Ф-3 2Ф-4	2	Ду=1200мм Ру=1,6Мпа

Резервуары.

Резервуары предназначены: для приема, хранения и обработки нефти, а также для повышения надёжности транспортной системы. Общий объём резервуаров 13,5 миллионов м³. Основными направлениями технического совершенства являются:

1. Совершенствование резервуарного оборудования, в том числе средств автоматики и телемеханики.

2. Использование резервуаров с плавающей крышей и понтонами, что ведёт к уменьшению потерь.

3. Сооружение резервуаров с антикоррозионным покрытием на внутренних поверхностях или нанесение этих покрытий когда

проводят капитальный ремонт резервуара.

Наименование оборудования	Наличие в резервуаре
1	2	3
	РВС	РВСП
Дыхательный клапан	+
Предохранительный клапан	+
Вентиляционный патрубок		+
Огневой предохранитель	+	+
Приемо-раздаточный патрубок*^)	+	+
Хлопуша с механизмом управления*^)	+	+
Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков	+	+
Пробоотборник	+	+
Кран сифонный	+	+
Система размыва осадка	+	+
Люки	+	+
Уровнемер	+	+
Приборы контроля, сигнализации, защиты	+	+
*^) Приемо – раздаточный патрубок с хлопушей на РВС допускается заменить приемо – раздаточным устройством с поворотной заслонкой

Рис. 7 – РВС-5000 м³ Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией.

Технические характеристики.

Тип резервуара	Высота стенки, м	Диаметр резервуара, м	Масса, т (мин - макс)
1	2	3	4
РВС-5000	11,92	22,79	93,62-106,24
РВС-20000	17,90	39,90	368,78
РВСП-20000	17,90	39,90	381,24

Рис. 8 – РВСП-20000 м³

Рис. 9,10 – РВС-5000 м³

Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования

Магистральный насосный агрегат НМ 1000-210.

Магистральные насосы НМ 10000-210 служат для создания напора, необходимого для того, чтобы перекачать нефть на заданное расстояние по трубопроводу до следующей нефтеперекачивающей станции. Принцип действия насоса заключается в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счёт взаимодействия нефти с рабочими органами насоса.

Рис. 11 – Магистральный насос

Центробежный насос состоит:

1- радиально-упорный подшипник; 2- вал; 3-корпус насоса (основание, крышка);

4-направляющие кольца; 5-рабочее колесо; 6-зона напора насоса; 7-зона всасывания; 8-система разгрузки; 9-торцевое уплотнение; 10-подшипник скольжения.;11-зубчатая или пластинчатая муфта; 12-линия утечек с насоса; 13-эмпиллерные втулки.