Отчет по практике в ООО «Балтнефтепровод»

В зоне обслуживания Ярославского районного нефтепроводного управления находится 184 км нефтепровода «Сургут-Полоцк». Граница обслуживания с Великолукским РНУ – 2586 км, с ориентиром на местности по левому берегу р. Корожечна.

 

3 Характеристика участка нефтепровода «Палкино - Приморск»

 

НПС «Палкино» обслуживает участок магистрального нефтепровода «Палкино – Приморск» протяженностью 16 км, нулевой километр которого располагается на нефтеперекачивающей станции. Это связано с тем, что нефть из магистрального нефтепровода «Сургут – Приморск» разделяется на две части. Первая продолжает движение по нефтепроводу «Сургут – Приморск», а вторая по нефтепроводу «Палкино – Приморск».

Внешний диаметр трубопровода «Палкино – Приморск» – 1020 мм. Толщина стенки трубопровода в зависимости от местности (условий залегания) варьируется в пределах от 8 до 20 мм. Тип труб – бесшовные, прямошовные, спиралешовные.

Для перекачки нефти по нефтепроводу «Палкино – Приморск», расположенному в зоне обслуживания Ярославского РНУ, имеются:

-  НПС «Палкино – 2», расположенная вблизи г. Мышкин;

-  НПС «Правдино – 1», расположенная вблизи п. Правдино;

-  НПС «Быково», расположенная вблизи п. Быково;

-  НПС «Песь», расположенная вблизи п. Песь.

Их описание представлено в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 – Нефтеперекачивающие станции по трассе нефтепровода

№	Наименование	Расположение, км	Высотная отметка, м	Рабочее давление по проекту, МПа
				На входе	На выходе
1	НПС «Палкино-2»	0	163	1,96	5,6
2	НПС «Правдино-1»	42	145,46	2,94	6
3	НПС «Быково»	168	151,53	2,74	6
4	НПС «Песь»	282	173,23	3,03	6,14

 

Пропускная способность магистрального нефтепровода «Палкино – Приморск» по проекту достигает 62 млн. т/год, а фактическая пропускная способность по максимальному режиму перекачки для среднегодовых параметров нефти в 2013 году достигла 59,21 млн. т/год.

Свойства перекачиваемой по данному трубопроводу нефти приведены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 – Характеристика перекачиваемой нефти

Наименование	Плотность при 20ºC, кг/м3		Максимальная вязкость		Минимальная вязкость		Массовая доля серы, %
	макс	мин	вязкость, сСт	температура, град, C	вязкость, сСт	температура, град, C	макс	мин
Проектная	870,0	856,5	26,05	10	10,86	25,4	1,4	0,97
Фактическая	870,0	856,5	26,05	10	10,86	25,4	1,4	0,97

 

Нефтепровод «Палкино – Приморск» пересекает:

-  Малые водотоки: р. Которосль (2,2 км), р. Улейма (2,4 км), р. Сутка (3,6 км), р. Сить (6,7км), р. Лойка (8 км), р. Десна (12,1 км);

-  Автодороги: НПС «Палкино» – Палкино (1 км), Мышкин – Шипилово (7 км), Мышкин – Крюково (14 км), Крюково – Буньково (16 км).

 Нормативная глубина залегания нефтепровода – 0,8 м.

Для пуска скребков с целью диагностирования и очистки трубопровода от асфальто-смолистых отложений имеются КПП СОД (камера приема-пуска средств очистки и диагностики), установленные на НПС «Палкино», НПС «Быково», НПС «Песь».

Для перекрытия общего потока рабочей среды в трубопроводе имеется 6 задвижек (включая перемычки) клинового и шиберного типа, а для удаления воздуха из трубопровода или его впуск в участки, где образовался вакуум, имеется 2 вантуза.

Покрытие нефтепровода на данном участке – трехслойное полимерное. Также для защиты нефтепровода от коррозии имеется 6 установок протекторной защиты, 2 станции катодной защиты.

Для контроля за параметрами рабочей среды, за состоянием нефтепровода и др. на протяжении всего нефтепровода установлены различные контрольно-измерительные приборы: манометры, датчики давления, контрольно–измерительные колонки, сигнализаторы прохождения скребка. Также трубопровод оборудован параметрической системой обнаружения утечек.

Через каждые 10 лет проходит аттестация нефтепроводов, которая определяет их дальнейший срок эксплуатации.

 

4 Характеристика НПС «Палкино»

 

НПС «Палкино» начала свое развитие со строительства и ввода в эксплуатацию в 1983 г. Нефтепроводо «Сургут-Полоцк». На тот момент НПС «Палкино» являлась промежуточной нефтеперекачивающей станцией осуществляющей перекачку по одному  трубопроводу.

С вводом в 2003 г. в действие нефтепровода «Палкино-Приморск» имеющиеся мощности станции были расширены. По сути на территорий станции построили еще одну станцию с резервуарным парком емкостью 95000 м3. НПС «Палкино» стала головной нефтеперекачивающей станцией для трубопровода «Палкино-Приморск».

Таким образом, станция состоит из резервуарного парка общим объемом 95000 куб.м., двух магистральных станций по 4 агрегата и подпорной станции.

Сегодня на НПС «Палкино» поступает качественная по показателям сибирская нефть – по нефтепроводу «Сургут - Полоцк», Часть этой нефти отбирается и направляется по трубопроводу на морской нефтеналивной терминал «Приморск».

Станция обслуживает черыте магистральных нефтепровода – «Ярославль - Кириши-I», «Ярославль - Кириши-II», «Сургут - Полоцк», «Палкино - Приморск».

В 2005 году поставки нефти на экспорт достигли до 60 миллионов тонн в год. Немалая заслуга в этом коллектива НПС. На данном этапе станцию по праву можно назвать уникальной. При её строительстве использованы самые передовые достижения в области трубопроводного транспорта. Полная автоматизация технологических процессов, компьютеризация и телемеханизация требуют от обслуживающего персонала непрерывного повышения знаний и квалификации. Подготовку и переподготовку кадров обеспечивают ряд специальных учебных заведений, через которые проходят все работники НПС.

Со строительством второй очереди появились новые рабочие места, что немаловажно для района в целом. Сейчас на станции трудятся более 160 человек. Постоянная диагностика трубопроводов и последующие целевые ремонты по её результату позволили не допустить ни единой аварии с выходом нефти, как на территории района, так и по всем трассам, находящимся в ведомстве ООО «Балтнефтепровод». [7]

 

4.1 Описание технологического процесса

 

Рассмотрим назначение основных элементов и узлов технологической схемы  НПС. Сама технологическая схема приведена в Приложении А.

Нефть поступает с перекачивающей станции Ярославль – 3, проходит через камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), предназначенные для пуска или приема очистных устройств. Так же там расположены задвижки подключения НПС к линейной части магистрального нефтепровода,

Далее идет блок трех фильтров-грязеуловителей, которые предназначены для очистки нефти от механических примесей. В случае если перепад давления до и после фильтра превышает 0,5 атм, производиться его очистка.

Затем нефть разделяется:  часть поступает в магистральную насосную станцию – 1 (МНС-1) и через блок регуляторов давления продолжает движение по трубопроводу «Сургут-Полоцк», остальная нефть проходит через узел предохранительных клапанов, включающей четыре клапана, предназначенных для предохранения трубопроводов и оборудования НПС от превышения давлений выше максимально допускаемых.

Далее нефть поступает в резервуары или на вход подпорных насосов. Они предназначены для создания необходимого подпора магистральному агрегату, если нет подпора с предыдущей станции или при работе через резервуар, а так же при внутристанционных перекачках. Насосы снабжены системами защиты по загазованности, давлению, температуре и вибрации. Схема соединения параллельная.

Затем нефть проходит через еще один узел предохранительных клапанов, включающей три клапана, служащих для защиты трубопроводов и оборудования НПС от воздействия избыточного давления в случае остановки магистральной насосной.

После узла предохранительных клапанов сырье подается на основные насосы (МНС-2). Они предназначены для создания давления в трубопроводе и дальнейшей перекачки нефти. Схема соединения насосов последовательная.

Дальше нефть проходит через блок-бокс с двумя регулирующими заслонками, которые помогают устанавливать требуемое начальное давление на данном участке трубопровода.

Затем нефть поступает на задвижку КПП СОД и далее в линейную часть нефтепровода.

 

 4.2 Назначение

 

Нефтеперекачивающая станция «Палкино» позволяет осуществлять следующие операции:

-  перекачку нефти по схеме «из насоса в насос» при пониженном давлении на предыдущей НПС;

-  перекачку нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции;

-  перекачку нефти по магистральному нефтепроводу с подключенной емкостью;

-  временное хранение нефти;

-  внутрипарковые перекачки;

- пуск и прием скребка, пропуск скребка или диагностический снаряд без остановки станции.

Основной способ перекачки в данное время является перекачка нефти по магистральному нефтепроводу с подключенной емкостью.

 

5 Характеристика резервуарного парка

 

Резервуарный парк НПС «Палкино» включает: 3 резервуара РВС-5000, 4 резервуара РВСП-20000, предназначенных для нефтепроводов «Сургут – Полоцк», «Палкино – Приморск». Емкости служат для компенсации неравномерности перекачки нефти, поддержания необходимых объемов нефти, обеспечивающих работу последующей НПС при кратковременной остановке предыдущей НПС, а также служат для приема и временного хранения нефти при освобождении ремонтных и аварийных участков нефтепроводов.

Рассмотрим один из резервуаров парка НПС «Палкино» – стальной вертикальный резервуар с понтоном РВСП-20000 №1 (рисунок 5.1).

 

1 – настил понтона; 2 – металлические короба-сегменты; 3 – уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 –труба для ручного отбора проб; 5 – кожух пробоотборника; 6 – опорные стойки

 

Рисунок 5.1 – Резервуар с металлическим понтоном

 

Стальной вертикальный цилиндрический резервуар с понтоном (типа РВСП) – это резервуар, по конструкции аналогичный резервуару РВС (имеет стационарную крышу), но снабженный плавающим на поверхности нефти понтоном. Понтон перемещается по двум направляющим трубам, одна из которых одновременно используется для ручного отбора проб (4), а другая служит кожухом пробоотборника (5), снабжен уплотняющим затвором (3), тщательно заземлен [3].

На резервуаре установлено:

- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуара и снижение потерь нефти;

-   оборудование для обслуживания и ремонта резервуара;

-   противопожарное оборудование;

-   приборы контроля и сигнализации.

 

5.1 Оборудование для обеспечения надежной работы резервуара и снижения потерь нефти

 

К этой группе оборудования относятся:

-  дыхательная арматура;

-  приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

-  средства защиты от внутренней коррозии;

-  оборудование для подогрева высоковязких нефтепродуктов.

Дыхательная арматура резервуара включает в себя дыхательные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуар рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуаре установлены дыхательные клапаны. Они открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет величины, как правило, 2000 Па.

Также дыхательная арматура защищает резервуары от смятия либо при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух.

Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС (рисунок 5.2) состоит из корпуса (4), на боковых поверхностях которого расположены четыре окна с фланцами. На фланцы окон прикреплены четыре вакуумных затвора, предназначенных для поступления воздуха в резервуар. Затвор состоит из седла (5), тарелки (6) и гибкой фторопластовой пластины (8), ограничивающей ее перемещение. Горловина клапана заканчивается седлом (2), на которое садится тарелка давления, предназначенная для выпуска паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности всех тарелок и седел покрыты фторопластовой пленкой.