Размещено на http://www.allbest.ru/

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

1. 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.

27 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.

2.2 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;

- маслопроводов и запорной арматуры Ду 25-100;

- 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.

2.3 Краткая характеристика основного технологического оборудования



2.4 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

Наименование объекта	Должность	Периодичность технических осмотров
Магистральные и подпорные насосные	Дежурный персонал	Через 2 ч.
	ИТР служб	2 раза вдень
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, предохранительные клапаны система охлаждения масла и воды, фильтры-грязеуловители, система откачки утечек	Дежурный персонал	2 раза в смену
	ИТР служб	1 раз в день
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Емкости для сбора и хранения нефти, технологические и вспомогательные трубопроводы, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств, система вентиляции	Дежурный персонал	1 раз в смену
	ИТР служб	Через день
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю

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.

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.

Таблица 1.2 Рекомендуемые виды системы ТОР оборудования НПС

Наименование оборудования	Вид системы ТОР
Магистральные насосы	ТОР по техническому состоянию
Подпорные насосы	- " -
Маслосистема	ТОР по техническому состоянию и ППР
Система охлаждения электродвигателей	- " -
Система воздушного охлаждения масла	- " -
Система воздушного охлаждения воды	- " -
Система вентиляции	- " -
Трубопроводная арматура: задвижки;	- " -
обратные клапаны	- " -
Система откачки утечек	- " -
Блок регуляторов давления	- " -
Блок фильтров-грязеуловителей	- " -
Устройство гашения ударной волны	- " -
Котлы и котельно-вспомогательное оборудование	ТОР по техническому состоянию, ППР
Инженерные коммуникации	- " -
Магистральные, подпорные и насосы собственных нужд, трубопроводная арматура, все вспомогательные и технологические системы в случае, если они не эксплуатировались более 0,5 года и не были законсервированы	ППР

Каждая НПС имеет техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускается к эксплуатации:

- утвержденную проектную и исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

- технические паспорта всего установленного оборудования;

- инструкции по обслуживанию каждого вида оборудования;

- должностные инструкции по каждому рабочему месту;

- оперативную (эксплуатационную) документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит;

- документацию по сбору данных о надежности оборудования;

- документацию технического обслуживания и ремонта объектов НПС.

В случае изменения условий эксплуатации оборудования в инструкции вносятся соответствующие дополнения, о чем сообщается работникам, для которых обязательно знание этих инструкций, с записью в журнале инструктажа. Инструкции пересматриваются через 5 лет (или по мере поступления нового оборудования, внесения изменений в технологические схемы перекачки и т.д.). Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС включает:

- оперативный журнал;

- формы учета работы объектов НПС, в которых должны отражаться дата, время, причина пуска и остановок объектов НПС, а также время простоя; сведения о режиме перекачки (формы должны позволять определять наработку и число пусков оборудования);

- ведомости результатов оперативных диагностических контролей, проводимых ежесменно;

- журналы результатов обхода объектов начальником НПС, старшим инженером, инженерами соответствующих служб и дежурным персоналом.

Оперативная документация заполняется дежурным персоналом станции.

3. Организационно-экономическая часть

В структуру АЛПДС входят службы участки.

Трудно решить, какая служба на станции является самой главной. Но невозможно себе представить надежную и безаварийную эксплуатацию магистрального нефтепровода без слаженной работы линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС).

Забот у э той службы всегда предостаточно: профилактические осмотры и обслуживание оборудования, аварийно-восстановительные работы при ликвидации отказов на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводах. А это - без малого 54 задвижки, 46 вантузов, 5 подводных переходов. Работы по реконструкции нефтепровода изображены на фото3

Служба энергоснабжения (СЭС) - одна из первых служб, созданных в далекие годы становления предприятия. Ведь основой работы любого оборудования на сегодняшний день является электрическая энергия. В состав службы входят три участка: энергоснабжения, вдольтрассовых линий и электрохимзащиты, теплоснабжения.

Обслуживание электроустановок, обеспечение бесперебойной подачи электроэнергии - функции участка энергоснабжения, на котором трудятся более 20 человек. Руководство участком осуществляется энергетиком. Также в функции работников участка ( электромонтеры по ремонту и обслуживанию электрооборудования в том числе дежурные электромонтеры) входит:

- обеспечение рационального использования электро-теплоэнергии, надежной, экономичной и безопасной эксплуатации и ремонта электроустановок, электрооборудования сетей, систем теплоснабжения, в том числе нагревательных котлов;

- содержание электрического, электротехнологического оборудования и систем теплоснабжения, в том числе водогрейных котлов в работоспособном состоянии.

Поддержанию стабильного защитного потенциала на закрепленном участке МН и обеспечению устойчивого энергоснабжения всего электрооборудования, находящегося на линейной части, уделяется немало сил и времени всех членов бригады воздушной линии и электрохимзащиты (ВЛ и ЭХЗ).

Анжеро-Судженская ЛПДС - головная станция ОАО «Транссибнефть». В случае остановки «Анжерки» «встанет» вся труба, поэтому самый большой производственный участок обслуживания механического оборудования именно здесь. Помимо всего комплекса механо-технологического оборудования (УМТО), участок обслуживает и резервуарный парк, специалисты участка контролируют ход работ по капитальному ремонту и реконструкции резервуаров, участвуют во внедрении нового оборудования.

Сравнивая человеческий организм с магистральными нефтепроводами, можно с уверенностью сказать, что средства автоматизации технологических процессов - это «нервная система» предприятия. Сотни километров кабелей, тысячи датчиков, реле и приборов следят за бесперебойной работой нефтепроводной системы. В 1983 году создан участок для технического обслуживания средств автоматики и телемеханики.

В 1997 году на Анжерской ЛПДС впервые в акционерном обществе внедрена система микропроцессорной автоматики фирмы MMG-AM (Венгрия), обладающая развитым программным обеспечением и решающая вопросы диспетчеризации при управлении насосными станциями. К 2004 году на Анжеро-Судженской ЛПДС завершена полная модернизация оборудования микропроцессорной системы автоматики.

Группа информационных технологий обеспечивает сопровождение программ системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ), работоспособность КИС «Флагман» и других специализированных программ, обслуживание аппаратных средств: серверов, локально-вычислительной сети, персональных компьютеров. В 1983 году на станции была установлена первая в НРНУ электронно-вычислительная машина СМ-2.

Установка ЭВМ напрямую связана с внедрением системы контроля содержания серы в нефти, на ней обрабатывались результаты анализов нефти, производимые в блок-боксах (серомерах), стоящих на входах и выходах магистральных нефтепроводов.

В далеком 1976 году химическая лаборатория занимала всего одну комнату. Совершенствовались методы работы, усложнялось аналитическое оборудование, возрастали требования к качеству проводимых анализов. С апреля 1996 года силами аналитической лаборатории Анжеро-Судженской ЛПДС был организован ведомственный экологический контроль. Сегодня это оснащенная по последнему слову техники экоаналитическая лаборатория, имеющая аккредитацию на проведение более 60 видов анализов.

Станция имеет самый мощный в Транссибе резервуарный парк - 19 резервуаров по 20 тысяч кубических метров и 4 резервуара - по 5 тысяч.

Приемо-сдаточный пункт (ПСП) создан для ведения коммерческого учета нефти при приеме нефти от грузоотправителей. ППС включает в себя: начальника ПСП, операторов НПС, операторов товарных, операторов товарных с возложением обязанностей лаборанта химического анализа.
Начальник ПСП подчинен административно начальнику НПС, на эту должность назначается лицо, имеющее высшее техническое образование и стаж работы по специальности на инженерно-технических должностях не менее 3 лет.

Основной задачей ПСП является обеспечение достоверного учета нефти при приеме по количеству и показателям качества, в связи с этим ПСП осуществляет коммерческий учет количества и определение показателей качества нефти по основной схеме приема нефти и по РВС 20000 с оформлением документации согласно требованиям нормативных документов, проведение инвентаризации.

Будет справедливым отметить, что коллектив автоколонны - самый многочисленный из структур Анжеро-Судженской ЛПДС. Собрать их всех вместе не представляется возможным. Ведь труд водителя - это сотни километров трассы нефтепроводов и в дождь и в гололед, и в туман, а главное - ответственность за жизнь тех, кто с тобой в машине, за сохранность грузов, за исправность машины.

В 2001 году была создана единая служба безопасности АК «Транснефть». С этого времени начала свое существование команда службы безопасности при Анжерской ЛПДС. В штате команды СБ - 35 человек. Служебное помещение контрольно-пропускного пункта Анжерской ЛПДС после недавней реконструкции напоминает отсек космического корабля. На мониторы выведено изображение с 32 видеокамер, которые позволяют контролировать весь периметр и важнейшие объекты станции.

Чистота, порядок, красота - вот девиз ремонтно- хозяйственной группы Анжеро-Судженской ЛПДС. Ежедневно они делают сотни хозяйственных дел: гладят, ремонтируют, стирают, чинят спецодежду, убирают, озеленяют.

С 1992 года функционирует здравпункт Анжеро-Судженской ЛПДС. Стараниями специалиста здравпункта планы по вакцинопрофилактике и медицинским осмотрам выполняются на 100%, ведется санитарно-просветительская работа. В здравпункте имеется современный физиокабинет, оснащенный аппаратами магнито- и СВЧ-терапии, дорсанвализации, УФО- и УВЧ-терапии.

Работники АЛПДС питаются в столовой, которая работает с 1976 года. В 2007 году по итогам смотра-конкурса «Лучшая столовая» ОАО «Транссибнефть» она заняла первое место.

Напомним, что Анжеро-Судженская ЛПДС занимает особое место среди объектов Новосибирского РНУ - это самая крупная станция в ОАО «Транссибнефть». Объемы транспортировки нефти постоянно увеличиваются, и вопросам гарантии качественной, безопасной перекачки нефти на станции уделяется большое внимание. В 2002 - 2004 годах значительные силы и средства были задействованы на капитальный ремонт трубопровода.

К 2004 году на Анжеро-Судженской ЛПДС завершена полная модернизация оборудования микро-процессорной системы автоматики.

В 2002 году построен учебный пожарный полигон, оснащенный асфальтированнной полосой препятствий, учебным резервуаром. Такой полигон - единственный в АК «Транснефть».

Персонал является важнейшей частью предприятия, он подразделяется на следующие категории:

- оперативный (дежурный) персонал (оператор, дежурный механик, дежурный электрик, слесарь КИПиА, лаборат химического анализа и пр.);

- эксплуатационно-ремонтный (оперативно-ремонтный) персонал.

Оперативный (дежурный) персонал осуществляет технические ремонты оборудования ЛПДС, контролирует технологические параметры работы оборудования, осуществляет аварийный вывод из эксплуатации оборудования, обеспечивает работу основного и вспомогательного оборудования и не более, чем через каждые два часа фиксирует значения параметров работы оборудования в журнале, контролирует регистрацию эксплуатационных параметров в системе АСУ ТП в соответствии с должностными инструкциями.

По результатам технических осмотров и показаниям контрольно-измерительных приборов оперативный персонал информирует службы ЛПДС о необходимости проведения диагностического контроля на работающем или остановленном оборудовании, несет ответственность за процесс остановки и пуска оборудования, осуществляет оперативное переключение основного и вспомогательного оборудования согласно утвержденным технологическим картам. При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости осуществляет переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство ЛПДС.

Эксплуатационно-ремонтный персонал НПС проводит техническое обслуживание и доступные виды диагностирования технического состояния оборудования, восстановительные работы в случаях отказа оборудования, подготовку рабочих мест для ремонтного персонала, может привлекаться к проведению ремонта.

Распределение функций оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала ЛПДС производится начальником ЛПДС и начальниками служб в соответствии с принятой организационной структурой.

Основной формой оплаты труда рабочих ЛПДС «Анжерская» является повременно-премиальная и сдельно-премиальная оплата труда. Оплата труда работников определяется исходя из утвержденных должностных окладов, часовых тарифов и нарядов в штатном расписании.

Структура персонала ОАО «Транссибнефть» по категориям работников в % (по состоянию на 01.09.2012) представлен в Приложении 3

Начисление заработной платы и удержания из нее производятся в организации с учетом всех требований законодательства.

Форма оплаты	Основная характеристика	Документы, используемые при начислении заработной платы
1	2	3
Повременно-премиальная	Условия коллективного договора устанавливают процентную надбавку (месячную или квартальную премию) к месячной или квартальной заработной плате	Личная карточка работника Табель учета рабочего времени Коллективный договор Трудовой договор (контракт)
Сдельно-премиальная	Заработная плата работника складывается из заработка по основным сдельным расценкам, начисленного за фактическую выработку, и премии за выполнение и перевыполнение установленных показателей труда	Наряд на сдельную работу Распоряжение (приказ) о премировании

4. Безопасность труда и охрана окружающей среды

ОАО «АК «Транснефть» в полной мере осознавая потенциальную опасность возможного негативного воздействия своей масштабной и технологически сложной деятельности на жизнь и здоровье работников, будет развивать магистральный трубопроводный транспорт и проводить работы таким образом, чтобы минимизировать риски и предотвратить угрозы возникновения производственного травматизма и профессиональных заболеваний работников.

В своей деятельности ОАО «АК «Транснефть» руководствуется принципами:

- выполнения требований российского законодательства, международных договоров Российской Федерации, стандартов в области охраны труда;

- постоянного улучшения и совершенствования деятельности в области охраны труда и условий труда;

- планирования и осуществления деятельности направленной на снижение производственного травматизма и профессиональных заболеваний;

- планирования и осуществления деятельности, направленной на оснащение работников средствами индивидуальной защиты от опасных производственных факторов, соответствующих современному уровню науки и техники в области охраны труда;

- открытости значимой информации о деятельности в области охраны труда.

Для соблюдения названных принципов ОАО «АК «Транснефть» ставит перед собой следующие цели и задачи:

- обеспечение охраны труда и безопасных условий труда работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования и осуществлении технологических процессов;

- обеспечение функционирования систем мониторинга и контроля состояния охраны труда и условий труда на рабочих местах;

- обеспечение санитарно-бытового и лечебно-профилактического обслуживания работников, оборудование помещений здравоохранения (здрав-, медпункты) для оказания медицинской помощи и проведения оздоровительных процедур работникам, укомплектование средствами и препаратами для оказания первой медицинской помощи;

- информирование работников об охране труда и условиях труда на рабочих местах, о существующих рисках повреждения здоровья, о мерах по защите от воздействия вредных и опасных производственных факторов;

- минимизация рисков и предотвращения угрозы возникновения производственного травматизма и профессиональных заболеваний работников;

- постоянное проведение обучения безопасным методам и приемам выполнения работ по охране труда и проверку знаний требований охраны труда;

- совершенствование системы управления охраной труда ОАО «АК «Транснефть» за счет своевременной разработки и актуализации корпоративных руководящих документов, регламентов в области охраны труда, четкого разграничения прав, обязанностей и ответственности работников за соблюдение требований по охране труда;

- выделение организационных, материальных и финансовых ресурсов для обеспечения функционирования системы управления охраной труда и проведения мероприятий по охране труда;

- обеспечение личной ответственности руководителей и непосредственных исполнителей за соблюдение требований охраны труда;

- постоянное формирование положительного имиджа ОАО «АК «Транснефть» как компании, ориентированной на приоритет сохранения жизни и здоровья работников;

- повышение культуры производства, образовательного и профессионального уровня работников в области охраны труда;

- учёт мнений работников и других заинтересованных сторон в деятельности по управлению охраной труда в компании.

Соблюдение данных положений ОАО «АК «Транснефть» считает залогом оптимального сочетания интересов компании с социально-экономическими потребностями общества в области охраны труда.

Производственная деятельность Анжеро-Судженской ЛПДС в области рационального природопользования, охраны окружающей среды, обеспечения экологической безопасности соответствует высокому международному стандарту ISO 14001, это получило подтверждение в ходе проведения инспекционного аудита международной организацией DQS

4.1 Основные положения по ведению безопасного технологического процесса на рабочем месте

Основные положения по ведению безопасного технологического процесса НПС определены техническим регламентом НПС (утвержден 19 октября 2000 г.)

Система управления ведением безопасного технологического процесса НПС предусматривает следующее:

При превышении давления в напорных трубопроводах выше аданных уставок автоматически отключаются один или два насосных агрегата нефтеперекачивающих станций.

Насосные залы оснащены системой автоматики, отключающие насосные агрегаты при затоплении насосной нефтью.

Во всех дренажных емкостях (сбор утечек) автоматически включаются и отключаются погружные насосы при максимальном и минимальном уровнях соответственно.

Насосные оборудованы автоматической пенной системой пожаротушения.

Помещения насосных станций оснащены автоматической защитой от загазованности, срабатывающей при повышении концентрации горючих газов и паров сверх установленных норм с выдачей звуковых сигналов, включением аварийной вентиляции и отключением насосных агрегатов.

Система автоматики насосной обеспечивает включение аварийной (резервной) вентиляции при превышении содержания паров нефти в помещении насосной свыше 20 % НПВ и отключение насосной при превышении содержания паров нефти в помещении свыше 30 % от НПВ.

Основной задачей эксплуатационного персонала является, как можно лучше поддерживать технологический процесс. Это обеспечивается постоянным контролем и хорошим знанием оборудования. При быстром обнаружении нарушений или аварийных ситуациях, правильной их оценке и быстром принятии нужных мер, обеспечивается необходимая безопасность, меньше время простоя для ремонта и техобслуживания.

Необходимо регистрировать все отклонения от нормального режима, происшедшего за смену. Следует иметь перечень позиций оборудования, требующих, как немедленного внимания (техобслуживания) так и внимания в период капитального ремонта. Оператор должен быть уверен, что автоматика работает исправно, однако быть готовым к переключению с автоматического на ручное управление.

Для этого необходимо постоянно следить за показаниями приборов контроля и автоматики, средств сигнализации и блокировок.

Следует обращаться к инструкциям завода-изготовителя для определения всех точек, требующих смазки. Вращающееся оборудование (насосы, их приводы и т.д.) должны периодически проверяться, и обо всех неисправностях, например, о высокой температуре подшипников, вибрации, утечке в сальниках или уплотнениях, необычных шумах и т.д., следует немедленно сообщать в соответствующие подразделения.

Оператор должен контролировать герметичность и исправность разделительных перегородок, в том числе расположенных ниже уровня пола, а также мест пропуска через них валов, трубопроводов и кабелей.

Производственная канализация машинного зала насосной станции обеспечивает отвод промстоков и аварийно разлитой нефти в специальные сборники, размещенные вблизи насосной или в нефтеловушки. Сборники и нефтеловушки систематически освобождаются от промстоков и продукта для возможности приема аварийно разлитой нефти.

Оператор должен поддерживать чистоту в рабочей зоне и исключать возникновение нежелательной опасности. Все пролития нефти должны немедленно убираться. Лестницы и площадки должны содержаться в чистоте и быть свободными для прохода.

Все работы в действующих насосных проводятся только с включенной приточно-вытяжной вентиляцией.

Обслуживающему персоналу следует помнить, что работать в обуви, подбитой железными гвоздями или с металлическими набойками, в пожароопасных местах нельзя.

Помещения нефтеперекачивающих насосных оборудованы телефонной связью и звуковой сигнализацией для оповещения обслуживающего персонала.

Промасленный, либо пропитанный нефтепродуктами обтирочный материал собирается в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и удаляется по окончании смены.

Двери на эвакуационных путях свободно открываются в направлении выхода из здания.

Территория НПС имеет звуковую систему оповещения на случай аварии и пожара.

4.2 Меры безопасности при остановке насосного оборудования

При остановке насосного оборудования следует соблюдать следующие требования безопасности:

- остановка насоса на ремонт и его разборка должна производится с разрешения начальника станции или лица, его заменяющего и в соответствии с действующими инструкциями;

- по окончании перекачки задвижки на приеме и нагнетании насоса должны быть закрыты.

При переключении насосов с рабочего на резервный и обратно необходимо соблюдать следующие требования безопасности:

- при переключении с работающего насоса на резервный должны быть проверены правильность открытия соответствующих задвижек и подготовленность насоса к пуску;

- при необходимости ремонта насоса, находящегося в резерве, привод электродвигателя должен быть обесточен, а на пусковом устройстве электродвигателя вывешена табличка «Не включать - работают люди». Снимать табличку можно только с разрешения диспетчера НПС или лица, его заменяющего. Пускать агрегат с вывешенной предупредительной табличкой запрещается;

- ремонт горячего насоса, выведенного в резерв, следует начинать только после того, как температура корпуса его не превышает 45 °С;

- резервные насосы должны находится постоянно в таком состоянии, чтобы они были готовы к пуску в кратчайшее время после остановки рабочего насоса.

Все вышеуказанные операции по пуску, эксплуатации и остановке насосов выполнять с учетом требований Инструкции завода-изготовителя по эксплуатации конкретного оборудования.

4.3 Средства защиты персонала и оборудования

На ЛПДС предусмотрена автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам, а также агрегатная защита и сигнализация.

4.3.1 Автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам

Общестанционная защита отключает работающие агрегаты с закрытием входных и выходных задвижек станции. Автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Контролируемый параметр	Назначение защиты
Давление на приеме НПС минимальное I	Отключение первого по ходу нефти агрегата при снижении давления на приеме НПС, сигнализация
Давление на приеме НПС минимальное аварийное II	Отключение всех агрегатов при снижении давления на приеме НПС, сигнализация
Давление на приеме НПС максимальное	Запрет запуска агрегата и ЦПС при повышении давления на приеме НПС, сигнализация
Давление на нагнетании насосов максимальное II	Отключение первого по ходу нефти агрегата при повышении давления на нагнетании насосов (макс II), сигнализация
Давление на нагнетании насосов максимальное I	Запрет запуска агрегата при повышении давления на нагнетании насосов (макс I), сигнализация
Давление на нагнетании насосов аварийно-максимальное	Отключение НПС при повышении давления на нагнетании насосов, сигнализация
Давление на приеме НПС (уставка САР)	Включение процесса регулирования САР при снижении давления на приеме НПС, сигнализация
Давление на нагнетании НПС (уставка САР)	Включение процесса регулирования САР при повышении давлений нагнетания НПС, сигнализация
Максимальный перепад на регулирующей заслонке	Отключение первого по ходу нефти агрегата, сигнализация
Аварийная загазованность в насосном зале	Отключение НПС закрытие станционных задвижек, включение вентиляции
Повышенная загазованность в насосном зале	Включение аварийной вентиляции, сигнализация
Затопление насосной	Отключение НПС, сигнализация, закрытие станционных задвижек
Аварийный уровень в резервуаре сборнике утечек	Отключение НПС, сигнализация, закрытие станционных задвижек
Максимальный уровень в резервуаре сборнике утечек	Включение погружного насоса откачки утечек, сигнализация
Минимальный уровень в резервуаре сборнике утечек	Отключение погружного насоса откачки утечек, сигнализация
Аварийный уровень в резервуаре сброса нефти через ССВД	Отключение НПС, сигнализация
Максимальный уровень в резервуаре сброса нефти через ССВД	Сигнализация
Снижение давления в камере беспромвальной установки	Отключение НПС, сигнализация
Пожар в электрозале	Отключение НПС, закрытие станционных задвижек, отключение вентиляции, сигнализация
Повышенная длительная загазованность в блок-боксе маслосистемы	Отключение НПС, сигнализация
Повышенная длительная загазованность в камере регуляторов давления	Отключение НПС, сигнализация
Аварийная загазованность в блок-боксе маслосистемы	Отключение НПС, сигнализация
Аварийная загазованность в камере регуляторов давления	Отключение НПС, сигнализация
Пожар в насосном зале	Отключение НПС, закрытие станционных задвижек отключение вентиляции, сигнализация
Пожар в камере регуляторов давления	Отключение НПС, сигнализация
Контроль работоспособности маслонасосов	Включение АВР, сигнализация
Контроль работоспособности вентиляторов беспромвальной установки	Включение АВР, сигнализация
Контроль работоспособности приточных вентиляторов насосной	Сигнализация, включение АВР
Контроль работоспособности вытяжных вентиляторов насосной	Сигнализация, включение АВР

4.3.2 Агрегатные защиты и сигнализации

Агрегатная защита отключает работающие агрегаты с одновременным включением агрегатов, находящихся в резерве (АВР). Агрегатные защиты и сигнализации представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Агрегатные защиты и сигнализации

Контролируемый параметр	Назначение защиты
Температура подшипников электродвигателя и насоса	Отключение агрегата, сигнализация
Температура корпуса насоса	Отключение агрегата, сигнализация
Давление смазочного масла	Отключение агрегата, сигнализация
Аварийный уровень масла в аккумулирующем маслобаке	Отключение агрегата, сигнализация
Уровень утечек	Отключение агрегата, сигнализация
Давление воздуха в беспромвальной установке	Отключение агрегата, сигнализация
Изменение состояния задвижек работающего агрегата	Отключение агрегата, сигнализация
Незавершенность последовательности пуска или остановки	Отключение агрегата, сигнализация
Отсутствие питания схемы защиты	Отключение агрегата, сигнализация
Срабатывание электрической защиты эл. двигателя	Сигнализация
Неисправность цепей MB	Сигнализация
Отключение агрегата из РДП насосной со щита	Сигнализация
Повышенная вибрация агрегата	Сигнализация
Аварийная вибрация агрегата	Отключение агрегата сигнализация

4.3.3 Средства индивидуальной защиты

Спецодежда и спецобувь относятся к индивидуальным средствам защиты. Машинист насосных установок обеспечивается костюмом (комбинезоном) хлопчатобумажным, ботинками кожаными или сапогами кирзовыми, рукавицами комбинированными, на наружных работах зимой дополнительно: курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке, валенками.

Также машинист насосных установок обеспечивается противогазом, респиратором, противошумными наушниками, каской и пр.

5. Передвижная насосная установка

Для проведения работ на нефтепроводах большой протяженности используют специализированную технику - передвижную насосную установку, позволяющую выполнять целый комплекс работ. Она имеет прекрасную возможность:

· откачивать нефть, освобождать для ремонта внутреннее пространство, а также производить откачку не только подборным, но и подборным плюс основным насосами;

· собирать нефтепродукты, которые разлиты вне нефтепровода в открытый амбар;

· после окончания ремонта закачивать нефть в магистральный нефтепровод;

· с помощью подборного насоса ведется закачка тогда, когда участок нефтепровода отключен, а если же на нем ведутся нефтеперерабатывающие работы, то тогда задействуются подборный и основный насосы;

· такая передвижная установка способна заполнять водой участки нефтепровода во время подготовки его к гидравлическим испытаниям.

5.1 Передвижная насосная установка ПНУ-2: комплексные работы на нефтепроводах

Наиболее распространенной передвижной насосной установкой, применяемой на ОАО «Транссибнефть» является ПНУ-2.

Грамотно продуманная и безупречная в техническом отношении конструкция ПНУ-2 позволяет производит целый комплекс работ:

· откачивать нефть, освобождая внутренне пространство нефтепровода для ремонта, капитального или текущего; откачка производится как только подпорным, так и подпорным + основным насосами;

· осуществлять сбор нефти и нефтепродуктов, разлитых вне нефтепровода, в амбар (открытый);

· закачивать нефть в магистральный нефтепровод после окончания проведения ремонта. Если участок нефтепровода отключен, закачка может быть выполнена с помощью подпорного насоса, если же работы ведутся на действующем участке, задействуются основной и подпорный насосы;

· во время подготовки к гидравлическим испытаниям, заполнять водой из открытых водоемов участки магистрального нефтепровода.

Также установка используется как нефтеперекачивающая станция временного характера на любом участке магистрального нефтепровода. Конструктивные особенности позволяют проводить работы по различным схемам, как типовым (рекомендованным изготовителем), так и самостоятельной разработки пользователя.

ПНУ-2 рекомендована к эксплуатации во взрывоопасных зонах (каковыми являются все нефтепроводы), на открытом воздухе, практически в любых климатических условиях. Монтаж на отечественном шасси КАМАЗ повышает надежность и проходимость ПНУ-2. Пользователи передвижной насосной установки в полной мере оценили ее большой ресурс, повышенную пожаробезопасность, и современное техническое оснащение.

Основные технические характеристики ПНУ - 2 приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1 Основные технические характеристики

Шифр ПНУ-2

Тип передвижной самоходный

База…………………………… … шасси КамАЗ-43118-0001996-10;

двигатель КамАЗ-740.30-260 (Евро 3);

грузоподъемность, т 12;

топливный бак 2 бака по 500 л;

Насос основной ПН 150-50

число ступеней 4;

подача номинальная, м3/ч 150

напор номинальный, м 530±30

номинальная частота вращения ротора, об/мин 2735

кавитационный запас (при номинальной частоте вращения)

м, не более 9,5

утечки через торцовые уплотнения, л/час, не более 0,6

масса насоса, кг 1680

Привод основного насоса

силовая установка ЯСУ-500М2

двигатель:

модель ЯМЗ-8502.10

тип четырехтактный с воспламенением от сжатия, турбонадувом и охлаждением надувочного воздуха

мощность эксплуатационная, кВт (л.с.) 368 (500)

частота вращения выходного вала эксплуатационная, мин-1 (при частоте вращения к/вала двигателя 1800 мин-1) 2700

мощность максимальная, кВт (л.с.) 434 (590)

частота вращения при максимальной мощности, мин-1 (при частоте вращения к/вала двигателя 2100 мин-1) 3150

максимальное давление масла в системе маслостанции, МПа 0,8

масса установки без жидкости, не более, кг 4200.

Подпорный электронасос ЦНС 150-50

подача номинальная, м3/ч 150

напор номинальный, м 50+5

номинальная частота вращения ротора, об/мин 3000 максимальная высота всасывания, м 6,5

утечки через торцовое уплотнение, л/ч, не более 0,2

мощность электродвигателя, кВт 45

время работы насоса при нулевой подаче, мин, не более 3

масса, кг 960

Насос вакуумный КО-503Б.02.14.000-02

потребляемая мощность, кВт 6±0,6

производительность, м3/ч, при Р=0 240 частота вращения вала ротора насоса, об/мин 1450

максимальное разряжение, создаваемое насосом, МПа 0,085

рабочее давление, МПа, не более 0,06

масса, кг 90

время непрерывной работы, мин, не более 1,0

привод от КОМ МП 03-4215010 (правый фланец).

Генератор ГС-60-Б-ЗУ

привод от КОМ МП 03-4215010 (левый фланец)

и клиноременную передачу;

номинальная мощность, кВт 60

номинальное напряжение, В 400

номинальный ток, А 108

частота тока, Гц 50

масса, кг 350

Гидроманипулятор *) ИМ -40Т

насос 310.12.06

привод насоса КОМ 5511-4202010-20

максимальный грузовой момент, т*м 3,55

грузоподъемность нетто, т

максимальная 0,99

на максимальном вылете 0,99

вылет, м

максимальный 3,58

минимальный рабочий 1,85

масса, без гидронасоса, рабочей жидкости, ручных удлинителей, другого сменного оборудования, кг 300

*) не подлежит регистрации в органах Госгортехнадзора

Транспортные характеристики:

масса монтируемого оборудования, кг, не более 11000

полная масса установки, кг, не более 20370 *)

распределение массы по осям шасси:

на переднюю ось, кг, не более 5670

на заднюю тележку, кг, не более 14700

Примечание: *) - два бака по 500 л заправлены топливом

Габаритные размеры в транспортном положении, мм, не более:

длина 10000

ширина 2500

высота 4000

Показатели надежности:

полный назначенный срок службы, лет, не менее 10

полный назначенный ресурс, ч 3000

вероятность безотказной работы за 3 года при выработке ресурса до 1000 ч, не менее 0,95

5.2 Силовая установка ЯСУ-500М2. Назначение. Технические данные

Установка силовая ЯСУ-500М2 предназначена для привода насоса в составе передвижной насосной установки ПНУ-1М, ПНУ-2 и рассчитана на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха до минус 50оС.

Силовая установка ЯСУ-500М2 представляет собой автономный энергоузел, смонтированный на общей с основным насосом раме и закрытый металлическим капотом.



Рис.1 Общий вид силовой установки ЯСУ-500М2

Пояснения к общему виду:

1 - рама	7 - воздухозаборники с фильтрами
2 - силовой агрегат	8 - капот
3 - радиатор с заливной горловиной и паровоздушным клапаном	9 - рычаг механизма выключения сцепления
4 - система газовыхлопа с глушителями и искрогасителем	10 - коробка отбора мощности со сцеплением и насосом маслостанций
5 - пульт управления ЯСУ	11 - рычаг отклонения выходного вала
6 - рукоятка управления подачей топлива	12 - бак топливный ПЖД
13 - бак маслостанций	20 - предпускной подогреватель ПЖД-600И
14 - розетка подключений перепосной лампы	21 - выключатель массы
15 - штуцера топливных трубопроводов	22 - пульт управления ПЖД
16, 17, 18, 19 - краны слива ОЖ с котла ПЖД, с ВМР маслостанции, с ВМР двигателя (с противоположной стороны), с радиатора

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);