Отчет по ознакомительной практике в ОАО "Уралтранснефтепродукт"

Рисунок 4 – Пример технологической схемы СИКН.

 

Перекачка нефтепродуктов осуществляется тремя центробежными  насосами типа НД (с рабочими колесами двухстороннего входа). Насосы имеют подачу 350 м³/час и напор свыше 300м 1-й насос перекачивает дизельное топливо с Томска, 2-й насос перекачивает светлые нефтепродукты

по западному направлению, 3-й  насос откачивает нефтепродукты  по двум направлениям: Уфа – Омск (диаметр трубы 314мм) и Уфа – Камбарка.

В центральном диспетчерском пункте (ЦДП) производится ежесуточный контроль за процессами перекачки, происходящими на ПСП, то есть за откачкой, закачкой и хранением нефтепродуктов. Основные показатели состояния резервуарного парка выводятся на компьютер диспетчера: номер резервуара, тип резервуара, сорт нефтепродукта, замер уровня нефтепродукта в резервуаре каждые 2 часа, температура и плотность нефтепродукта, количество поступившего или откачанного нефтепродукта.

Для контроля качества нефтепродуктов имеется химическая лаборатория, которая осуществляет также контроль загазованности на рабочих местах. В химической лаборатории проверяют температуру конца кипения бензина, остаток, октановое число, температуру вспышки дизтоплива, плотность и температуру нефтепродуктов, содержание в них меркаптана и серы специальными приборами.

 

 

ЛПДС «НУРЛИНО»  ОАО «УРАЛСИБНЕФТЕПРОВОД»

 

 

Строительство  ЛПДС  Нурлино  было  начато  в  июне  1972 года,  закончено  в  мае  1973 года. 

ЛПДС «Нурлино» осуществляет приём нефти, качественный, количественный  учет и химический анализ нефти, а также ее дальнейшую транспортировку до следующей НПС.

Перекачка нефти через ЛПДС «Нурлино»  ведется по трем магистральным нефтепроводам (МНП):

     - Туймазы-Омск-Новосибирск;

     - Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск;

     - Нижневартовск-Курган-Куйбышев.

 

 

 

 

 

Рисунок 5 – Резервуарный парк ЛПДС «Нурлино».

Резервуарный парк ЛПДС «Нурлино» представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров, необходимых для бесперебойной подачи нефти на конечный пункт в случае аварии МНП. В резервуарном парке имеется 16 вертикальных стальных резервуаров с конической крышкой типа РВС-20000- без понтона и РВСП-20000- с понтоном для хранения нефти. Оборудование нефтяных резервуаров включает: 

• механический дыхательный и гидравлический предохранительный клапаны – для защиты резервуара от чрезмерных повышения или понижения давления в газовом пространстве резервуара, а также для сокращения потерь нефти при больших дыханиях;
• огневой предохранитель – для предотвращения попадания в резервуар открытого огня и искр;
• замерный люк – для измерения уровня нефти и отбора проб;
• уровнемер (поплавковый, ультразвуковой или другой конструкции) – для контроля за уровнем нефти в резервуаре, а также оперативного управления процессами закачки-выкачки;
• нижний люк-лаз – для вентиляции резервуара перед началом ремонтных работ, а также для удаления грязи при зачистке;

• световые люки – для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки;
• сифонный кран – для спуска подтоварной воды;
• «хлопушку» – для предотвращения утечки в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек;
• подогревательные устройства при хранении высоковязких нефти; устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефти;
• устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефти (размывающие головки и винтовые мешалки);
• противопожарное оборудование (пеногенераторы, системы подслойного тушения) и  т. п.

Для перекачки нефти  по нефтепроводу УБКУА и ТОН-1 имеются  основная и подпорная насосные.

В основной насосной установлены 3 насоса типа НМ 10000х210 производительностью 10000 м³/ч, в подпорной насосной установлены 3 насоса марки НМП-50000х90 и 1 - 20НДСН. Производительность насосов соответственно 5000 м³/ч и 2200 м³/ч. Все насосы с двухсторонним уплотнением (торцевые) выхода вала из корпуса. Одновременно в основной насосной работают два насоса, в подпорной - один. Помещения насосных оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией для удаления загрязненного воздуха. Естественная вентиляция осуществляется через дефлекторы.

По мере наполнения емкостей откачку нефти в магистральный нефтепровод производят погружными насосами. Перекачку нефти по нефтепроводу НКК осуществляют с помощью основной и подпорной насосных.

В основной насосной установлены 4 магистральных насоса марки НМ 10000х210. Постоянно действуют два насоса. Все насосы с двухсторонним

уплотнением (торцевое) выхода вала из корпуса.   Помещение   насосной   оборудовано   приточно-вытяжной вентиляционной системой.

Для контроля за состоянием окружающей среды на станции и уровнем загрязнения на ЛПДС «Нурлино» имеется эколого-аналитическая лаборатория. Здесь проверяют состав сточных вод, воздуха; определяют содержание нефти в почве, параметры нефти; производится очистка воды.

ЛПДС Нурлино является пожаровзрывоопасным объектом.. Внедрена в опытно-промышленную эксплуатацию система микропроцессорной автоматики пожаротушения КТС-2000 в составе комплексных систем автоматического пожаротушения ЛПДС «Нурлино», при ЧП осуществит оперативное тушение  в насосной 5 насосов. На территории ЛПДС находится 2 резервуара по 400 куб.м. с водой для снабжения насосов пенопожаротушения. Для обнаружения очага возгорания установлены датчики, которые были реконструированы в 2003г. 

Модернизация основных производственных фондов, плановая замена насосных агрегатов, ремонт и реконструкция резервуарных парков, линейной части, реконструкция систем автоматики и телемеханики идут полным ходом.

 

КАРМАСКАЛИНСКОЕ ЛПУ МГ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА»

 

 

Кармаскалинское ЛПУ является филиалом ООО «Газпром трансгаз Уфа», назначение которого осуществлять транспортировку и перекачку природного газа и распределять его потребителям. Башкирия обеспечивается по трубопроводам уренгойскими месторождениями природного газа.

На компрессорной станции установлены газоперекачивающие агрегаты ГТН-6 с нагнетателями. Компрессорная станция служит для компремирования газа (повышение давления), т.к. в процессе перекачки газа по трубопроводу снижается давление. Одновременно происходит отчистка газа в пылеуловителях, охлаждение и транспортировка газа по трубопроводу.

Компрессорный цех  состоит  из машинного и нагнетательного  залов. Компрессорный цех КС Кармаскалинская включает 6 ГПА, установленных в индивидуальных зданиях. Компремирование газа совершается центробежными нагнетателями типа Н-6-56, берущими привод от газотурбинной установки ГТН-6 мощностью 6 МВт. Сжатие газа происходит в 2 ступени: 1-я ступень – сжатие газа от 4,0 до 4,7 МПа, 2-я – от 4,7 до 5,5 МПа. 1 и 2 ГПА работают только в первой ступени, 5 и 6 – только во второй ступени, 3 и 4 – как в первой, так и во второй ступени.

Рисунок 6 - Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателями:

1-магистральный газопровод; 2-кран; 3-байпасная линия; 4-пылеуловители; 5-газоперекачивающий агрегат; 6-продувные свечи; 7-АВО газа; 8-обратный клапан.

Кармаскалинское ЛПУ  снабжает газом семь районов республики. Газ, перекачиваемый станцией, поступает с уренгойских месторождений. Основная составляющая – метан 99%. Используются два газопровода Ишимбай-Уфа и Туймазы-Уфа (введен в эксплуатацию в 1953 г. диаметр 700мм), с помощью которых газом снабжаются 7 районов Башкортостана. Основным потребителем является Уфа.

Через каждые 20-25 км расположены  задвижки, для того чтобы, в случае аварии или планового ремонта, можно было отключить отдельный участок трубопровода. Каждые 5 лет с помощью специального оборудования производится анализ состояния труб.

За сутки станция  в среднем перекачивает 37 млн. м. куб, для этого используются газотурбинные установки ГТН-6, мощностью 6 МВт. Всего на территории ЛПУ находится 6 турбоагрегатов, используется-4.

Управление осуществляется в производственно-диспетчерской  службе

(ПДС), куда стекается вся информация  о текущем состоянии газопроводов. В случае аварии оператор может остановить любой агрегат со щита или же перекрыть задвижки (открытые красным цветом, закрытые – зеленым).

С диспетчерской происходит управление и распределение потоков  газа. После компрессорной станции  около 3 млрд. м³ газа, под давлением 125 атм. поступает в Качуринское подземное хранилище  газа возле города Кумертау. Для погашения неравномерного потребления газа имеются две автомобильные газонаполнительные компрессорные станции. Данное ЛПУ обслуживает 540 км магистрального газопровода,  начиная с Павловского водохранилища и заканчивая Толбазами.

 

 

ГРС «ЗАТОН»

 

 

          Газ из магистральных газопроводов поступает в городские, поселковые и промышленные системы газоснабжения через газораспределительные станции, которые являются конечными участками магистрального газопровода и являются границей между городскими и магистральными газопроводами.

          Газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией. А газ, который придает запах природному газу, является соединением на основе метилмеркоптана и этилмеркоптана – высокотоксичных, ядовитых, высокосернистых веществ, получаемых из того же природного газа в Оренбургской области. Его разбавляют в соотношении 16 грамм одоранта на 1000 кубометров газа. Понижение давления газа до требуемого уровня (с 55 атм. до 6 атм.), его очистка, одоризация и коммерческий учет осуществляется на газораспределительной станции.

На ГРС должны осуществляться основные технологические  процессы:

• очистка газа от твердых и жидких примесей;
• снижение высокого давления (редуцирование);
• измерение и коммерческий учет количества газа.

В состав газораспределительной станции входят:

а) узлы:

• переключения станции;
• очистки газа;
• предотвращения гидратообразования;
• редуцирования газа;
• подогрева газа;
• автономного энергопвенные нужды;

б) системы: 

• контроля и автоматики;
• связи и телемеханикиитания;
• электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического электричества;
• электрохимзащиты;
• отопления и вентиляции;
• охранной сигнализации;
• контроля загазованности.

Газ по входному трубопроводу поступает  на ГРС. Здесь он очищается, проходя через вистиновые фильтры, нагревается в подогревателе и редуцируется в регуляторах давления. Далее расход газа измеряется расходомером и в него с помощью одоризатора вводится одорант.

            

Рисунок 7 - Принципиальная схема ГРС:

1-входной трубопровод; 2-фильтр; 3-подогреватель газа; 4-контрольный клапан; 5-регулятор давления типа «после себя»; 6-расходометр газа; 7-одоризатор; 8-выходной трубопровод; 9-манометр; 10-байпас

        В зависимости от производительности, исполнения, количества выходных  коллекторов газораспределительные станции условно делят на три большие группы: ГРС малой, средней и большой производительности.

К станциям малой производительности (1,0-50,0 тыс. м³⁾ относят АГРС, на которых все технологическое оборудование размещается в нескольких металлических шкафах.  К станциям средней производительности (50-160 тыс. м³) относят БК-ГРС, выполненные в блочно -комлектном исполнении, с одной или двумя выходными линиями к потребителям. Часть технологического оборудования размещают на открытой площадке (узлы очистки, одоризации, подогреватели), другую часть, а также регуляторное оборудование, КИПиА, систему отопления – в блок-боксах.  К станциям большой производительности (160-1000 тыс. м³ и более) относят станции, построенные по и индивидуальным проектам, как правило, это ГРС и контрольно-распределительные пункты (КРП), подающие или распределяющие газ для крупных промышленных объектов и районов, емкости, измерительных и раздаточных устройств, смонтированных на шасси транспортного средства.

ГУП ИПТЭР

 

 

ГУП «ИПТЭР» - ведущая научно-исследовательская организация в нефтегазовой отрасли по решению фундаментальных и прикладных задач транспорта углеводородов от скважин до потребителя, включая сбор и подготовку на промыслах, поставку на НПЗ и экспорт. Основан в 1959 году.