Документ Microsoft Word. 2 Характеристика линейной производственнодиспетчерской станции Юргамыш 1 Общая характеристика станции
 Скачать 3.56 Mb.
|
|
2 Характеристика линейной производственно-диспетчерской станции «Юргамыш» 2.1 Общая характеристика станции Линейная производственно-диспетчерская станция «Юргамыш» (рисунок 2.1) – самое крупное производственное подразделение Курганского НУ. Она представляет собой комплекс сооружений и устройств для учета и перекачки, хранения нефти по магистральным нефтепроводам «Усть – Балык – Курган – Уфа – Альметьевск» (УБКУА), «Нижневартовск – Курган – Куйбышев» (НКК), Туймазы – Омск – Новосибирск) (ТОН-2Р), транспортировка дизельного топлива.  Рисунок 2.1 – Вид на ЛПДС «Юргамыш» с крыши РВСП-20000 №14 В состав ЛПДС «Юргамыш» входят четыре НПС, столько же узлов учета, а также резервуарный парк суммарной вместимостью 207,3 тыс.  .Станция расположена в Юргамышском районе Курганской области, в 500 м юго-восточнее поселка Новый Мир и в 4 км южнее железнодорожной магистрали и ж/д станции Юргамыш. Площадь, занимаемая производственной площадкой ЛПДС, составляет 83,17 га. ЛПДС «Юргамыш» осуществляет прием западносибирской нефти от АО «Транснефть – Сибирь» по трем магистральным нефтепроводам (МН): «Усть – Балык – Курган – Уфа – Альметьевск» (УБКУА), «Нижневартовск – Курган – Куйбышев» (НКК), «Тюмень – Юргамыш». Производит транспортировку нефти насосными станциями по нефтепроводам УБКУА, НКК на участке «Юргамыш – Ленинск», по нефтепроводу «Туймазы – Омск – Новосибирск – 2» (ТОН – 2) на участке «Юргамыш – Омск» и «Юргамыш – Челябинск», а также нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам «Уфа – Омск», «Уфа – Петропавловск». 2.2 Сведения о месторасположении объекта В административном отношении трасса магистральных нефтепроводов (МН) Курганского нефтяного управления (НУ) проходит по землям следующих районов: в Курганской области по территориям Шумихинского, Щучанского, Мишкинского, Юргамышского, Кетовского, Варгашинского, Лебяжьевского, Макушинского и Петуховского районов. Трасса магистральных нефтепроводов НКК, УБКУА, ТОН-1 и ТОН-2 проходит по ровной местности, изрезанной незначительными оврагами, реками и ручьями, встречается значительное количество заболоченных участков. Перепады высот незначительные. Отметки колеблются 155 – 190 м. Местность слабо наклонена к северо-востоку на всем протяжении, на расстоянии 0,5-20 км от трассы магистральных нефтепроводов проходит железнодорожная магистраль и автодорога. Хорошо развита сеть проселочных и полевых дорог, по которым возможен проезд автотранспорта только в сухое время. Магистральные нефтепроводы пересекают 92 автомобильные и железные дороги и 13 водных преград. Район расположения трасс линейной части магистральных нефтепроводов Курганского НУ не подвержен действиям селей, лавин и ураганов, и сейсмически устойчив. Район расположения производственной площадки ЛПДС «Юргамыш» характеризуется ровным рельефом. Высотные отметки колеблются от 154,6 до 155,9 м. Площадь, занимаемая производственной площадкой ЛПДС, составляет 83,17 га. Грунтовые воды (верховодка) залегают на глубине 2,5-6,0 м. Грунты представлены легкими передними, частично лессовидными суглинками и супесями с прослоями песков. Район расположения производственной площадки ЛПДС «Юргамыш» не подвержен действиям опасных геологических процессов таких, как землетрясения, оползни, обвалы, селевые потоки, карст. Обслуживающий персонал и технологическое оборудование расположены в одноэтажных кирпичных и блочных зданиях, в металлических блок-боксах и на открытых площадках. Климат Курганской области континентальный, характеризуется холодной малоснежной зимой и теплым сухим летом. Согласно районированию территории по средней месячной температуре воздуха самым холодным месяцем является январь минус 20°С, самым теплым месяцем - июль плюс 20°С. Среднегодовая температура воздуха - плюс 1,5°С. Абсолютная минимальная температура воздуха - минус 48°С. Абсолютная максимальная температура воздуха - плюс 41°С. Годовое количество осадков составляет 381 мм. Ветровой режим характеризуется преобладанием ветров южного и северного направления, средней скоростью 4,4 м/сек. Высота снежного покрова – до 60 см. Глубина промерзания грунтов 1,2-2,0 м. 2.3 Сдача и прием нефти При перекачке нефти по участку «Юргамыш-Омск» МН ТОН-2 в направлении Юргамыш-Омск учет нефти ведется по СИКН №115 на ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш», нефть транспортируется до границы РФ/РК (1001,968 км МН ТОН-2) и сдается в АО «КазТрансОйл», далее нефть транспортируется транзитом по МН ТОН-2 через территорию Республики Казахстан и АО «КазТрансОйл» на границе РК/РФ (1187,5 км МН ТОН-2) сдает нефть Омскому РНУ АО «Транснефть – Западная Сибирь» с ведением учета принимаемой транзитной нефти из Республики Казахстан по СИКН №449 на ПСП «Омск» Омского РНУ. Транспортировка западно-сибирской нефти по участку «Юргамыш-Ленинск» МН «УБКУА», МН НКК производится насосными станциями ЛПДС «Юргамыш», НПС «Мишкино», ЛПДС «Медведское» и далее сдается Челябинскому НУ АО «Транснефть – Урал». На ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш» осуществляется прием западно-сибирской нефти от Тюменского УМН АО «Транснефть – Сибирь» по МН УБКУА Dу=1220 мм учет нефти ведется по СИКН №17, по МН НКК Dу=1220 мм учет нефти ведется по СИКН №18. Прием высокосернистой нефти по участку «Черкассы-1-Юргамыш» МН ТОН-2 ведется в РП ТОН-2 ЛПДС «Юргамыш» и далее нефть перекачивается НС ТОН-2Р ЛПДС «Юргамыш», НС ТОН-2 НПС «Суслово» в направлении Юргамыш-Омск. 2.4 Физико-химические показатели перекачиваемых нефтейНефть – это жидкое полезное ископаемое, состоящее в основном из углеводородных соединений, это жирная на ощупь жидкость, обыкновенного темно-коричневого или черного цвета, часто с зеленоватым или зеленовато-черным отливом. Консистенция нефтей различна от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Большинство нефтей легче воды и обладает специфическим запахом, который в случае присутствия сернистых соединений в нефти становится очень неприятным. Измерение параметров нефти позволяет определить ее товарные качества. Некоторые параметры используются при проектировании хранилищ, нефтепроводов. В таблицах 1-3 представлены показатели физико-химических свойств нефти по результатам анализов проб, отобранных из СИКН №115, СИКН №17, СИКН №18. Таблица 2.1 – Показатели физико-химических свойств сдаваемой АО «КазТрансОйл» нефти по СИКН №115
Таблица 2.2 – Показатели физико-химических свойств принимаемой нефти от Тюменского УМП АО «Транснефть – Сибирь» по СИКН №17
Таблица 2.3 – Показатели физико-химических свойств принимаемой нефти от Тюменского УМП АО «Транснефть – Сибирь» по СИКН №18
2.5 Объекты и сооружения ЛПДС «Юргамыш»2.5.1 Производственная площадка Производственная площадка ЛПДС «Юргамыщ» состоит из приемных и выкидных коллекторов производственной площадки для транспортировки нефти, связанных с камерами приема и пуска очистных устройств и внутритрубных измерительных средств (ОУ и ВИС); технологических трубопроводов производственной площадки диаметром от 377 мм до 1420 мм включительно с камерами (узлами) переключений, фильтрами-грязеуловителями, предохранительными клапанами т.д.; узлов учета количества и определения качества нефти МН «НКК», МН «УБКУА», МН «ТОН-2»; нефтепродуктов МНПП «Уфа-Омск», МНПП «Уфа-Петропавловск»; насосной (подпорной) МН «НКК», оборудованной 4 подпорными насосными агрегатами с насосами 26 QLCM/2; насосной (основной) МН «НКК», оборудованного 4 перекачивающими насосными агрегатами серии НМ (рисунок 2.2) НМ10000-210, технические характеристики которого представлены в таблице 3.4;  Рисунок 2.2 – Насос магистральный серии НМ Таблица 3.4 – Техническая характеристика насоса НМ10000-210
насосной (подпорной) МН «УБКУА», оборудованной двумя подпорными насосными агрегатами 26QLCM и одним подпорным насосным агрегатом серии НПВ (рисунок 2.3) НПВ1250-60, технические характеристики которого отображены в таблице 3.5;  Рисунок 2.3 – Насос подпорный серии НПВ Таблица 3.5 – Техническая характеристика насоса НПВ1250 – 60
насосной (подпорной) МН «УБКУА», оборудованной двумя подпорными насосными агрегатами с насосами НПВ5000-120; насосной (основной) МН «УБКУА», оборудованного 4 перекачивающими насосными агрегатами НМ10000-210; насосной по МН «ТОН-2», оборудованной 2 подпорными насосными агрегатами 20НДсН, а также тремя перекачивающими насосными агрегатами с насосами НМ2500-230; насосной НС ТОН-2Р МН «ТОН-2», оборудованной 2 подпорными насосными агрегатами НПВ1250-60, а также 3 перекачивающими насосными агрегатами НМ1250-260; резервуарного парка товарной нефти из 15 стальных вертикальных резервуаров в том числе РВСП-20000 (№7, 8, 9, 11, 12, 13, 14) для МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев), РВС-20000 (№1, 3), РВСП-20000 (№6) для МН «Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск», РВСП-5000 (№1, 2, 3) для МН ТОН-2. системы сбора и откачки нефти технологических утечек от насосных, камер пуска и приема очистных устройств и внутритрубных измерительных средств (ОУ и ВИС), узлов учета нефти, фильтров-грязеуловителей и т.п.; водогрейная котельная для отопления объектов производственной площадки и жилпоселка, котельное топливо (нефть) для которых берется с технологического блока ЛПДС в емкости для жидкого топлива при котельных. В пределах территории производственной площадки расположена автозаправочная станция (пункт) для заправки топливом собственного автотранспорта, тракторов, спецтехники. 2.5.2 Состав приемо-сдаточного пункта (ПСП)В состав ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш» входят: СИКН №115 (резервная схема учета РВСП-5000 №1, РВСП-5000 №2, РВСП-5000 №3, ЛПДС «Юргамыш»); СИКН №№17,18 (резервная схема учета РВСП-20000 (№-№7, 8, 9, 11, 12, 13, 14); рабочее место оператора товарного; кабинет начальника ПСП, кабинет ПСП, архив ПСП, бытовые и вспомогательные помещения. В состав СИКН входят: БИЛ; БИК; ТПУ; контрольно-резервная измерительная линия; узел подключения передвижной ТПУ; дренажная система; СОИ с функцией горячего резервирования; АРМ оператора; система бесперебойного электроснабжения СОИ; комплект ЗИП. 2.5.3 Резервуарный паркРезервуарный парк состоит из 15 вертикальных металлических резервуаров типа РВС-20000, РВС-5000 и РВСП-20000. Суммарная полезная ёмкость резервуарного парка 229431 м3. Резервуары РВСП-20000 м3 оборудованы вентиляционными патрубками и огнепредохранителями в количестве четырёх штук на каждом резервуаре. Для уплотнения кольцевого зазора между понтонами и стенкой резервуара используются петлевые затворы и затворы. Все резервуары НКК и УБКУА оборудованы замерными люками для контроля и системой автоматического дистанционного контроля уровня нефти. На резервуаре устанавливается: дыхательная арматура, которая регулирует давление в газовом пространстве резервуара, выпуская в атмосферу пары нефти при повышении давления до предельно допустимого, или впуская воздух в резервуар при образовании чрезмерного вакуума (рисунок 2.4);  Рисунок 2.4 – Клапан дыхательный совмещённый приемо-раздаточные патрубки с приемо-раздаточным устройствами (рисунок 2.5), также используется система компенсации нагрузок на резервуар (СКНР) (рисунок 2.6);  Рисунок 2.5 – Приемо-раздаточное устройство  Рисунок 2.6 – Приемо-раздаточный патрубок и СКНР средства защиты от внутренней коррозии; сифонный кран, для удаления отстоявшейся подтоварной воды, которая приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуара (рисунок 2.7);  Рисунок 2.7 – Кран сифонный верхний световой люк, предназначенный для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке (рисунок 2.8);  Рисунок 2.8 – люк световой замерный люк, служащий для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником (рисунок 2.9);  Рисунок 2.9 – Люк замерный люк-лаз, служащий для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара и на понтон (рисунок 2.10);  Рисунок 2.10 – Люк-лаз пеногенераторы, при помощи которых пена подается в резервуары из расчета покрытия пеной всей площади зеркала продукта (рисунок 2.11);  Рисунок 2.11 – Пеногенератор кольца орошения. Защита резервуаров от прямых ударов молний производится за счет установки отдельно стоящих молниеприемников, при этом корпуса резервуаров присоединены к заземлителям. От коррозии резервуары защищают нанесение лакокрасочных покрытий, применение электрохимической катодной защиты и использованием ингибиторов коррозии. Для сокращения потерь нефти от испарения на станции, в резервуарном парке используют металлические понтоны. Понтон представляет собой листовой настил-днище, по периметру которого привариваются два замкнутых кольцевых ребра на расстоянии 2,8 м друг от друга. Последние соединения между собой радиальными ребрами, образующими изолированные отсеки. В центральной части и в каждом отсеке понтона установлено дренажное устройство для автоматического слива продукта, попавшего на понтон. Устройство работает при положении понтона на опорах. Листовой настил-днище понтона изготовляется на заводе в виде полотнищ, для транспортирования сворачиваются в рулон. Остальные конструкции понтона поставляются отдельными элементами и соединяются сваркой на монтаже. В нижнем положении понтон опирается на стойки трубчатого сечения. Стойки крепятся на болтах к патрубкам, приваренным к радиальным ребрам и днищу понтона, и следуют с понтонами при его движении. Для координации движения понтона установлены две направляющие, из труб, служащие одновременно для установки резервуарного оборудования. На рисунке 2.12 представлен вид резервуара РВСП-20000 изнутри в ходе его реконструкции.  Рисунок 2.12 – Вид РВСП-20000 изнутри Для предотвращения осаждения парафина на днищах используются стандартные электромеханические мешалки типа «Диоген». Принцип работы изделия заключается в образовании процесса перемешивания нефти направленной затопленной струей нефти, создаваемой вращающимся пропеллером, при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти [2]. Для РВС-20000 и РВСП-20000 применяется «Диоген 700» (рисунок 2.13), для РВСП-5000 «Диоген 500», где цифра 500 (700) обозначает максимальный диаметр пропеллера.  Рисунок 2.13 – Диоген 700 2.5.4 Система пожаротушения КСАППТОбъекты ЛПДС «Юргамыш» оснащены комплексной системой автоматического пенного пожаротушения, далее КСАППТ. В этой системе пена подается как под слой (вплыть и охладить), так и сверху на генераторы пены низкой кратности (пенокамеры или КНП), задача – подать раствор и залить пространство между понтоном и стенкой резервуара (предотвращаем выгорание затвора), у РВС подается только под слой на пеногенераторы высокой кратности, потому что понтона нет, зазора нет, пена всплывает и заливает поверхность. Противопожарное водоснабжение ЛПДС «Юргамыш» осуществляется наружным кольцевым водопроводом, запитанным от насосной станции КСАППТ. В насосной станции пожаротушения установлены 2 насоса – 1Д630-80а-УХЛЗ.1 с электроприводом. Каждый насос имеет производительность 550 м³/час и рабочее давление 7-8 атм. На участке УБКУА, НКК на наружном кольцевом водопроводе высокого давления размещены 24 ПЭЗа с гребенками для забора воды (рисунок 2.14). В резервуарном парке УБКУА, НКК на кольцевом водопроводе установлены 23 пожарных гидранта. На рисунке 2.15 показан колодец опорожнения системы КСАППТ.  Рисунок 2.14 – Пункт электроприводных задвижек (ПЭЗ)  Рисунок 2.15 – Колодец опорожнения КСАППТ За состоянием системы пожаротушения следит оператор за автоматизированным рабочим местом (АРМ). Схема пожаротушения станции представлена на рисунке 2.16.  Рисунок 2.16 – Система пожаротушения ЛПДС «Юргамыш» 2.5.5 Система дренажа, сбора и откачки утечек насосных агрегатов Система дренажа, сбора и откачки утечек насосных агрегатов НС ТОН-2: состоит из насоса откачки утечек типа 12НА 9х4 (рисунок 2.17) – 1 шт. и емкости сбора утечек объемом V = 20 м³ - 1 шт.  Рисунок 2.17 – Насос откачки утечек 12НА 9х4 НС ТОН-2Р: состоит из насосов откачки утечек типа 12НА 9х4 – 2 шт. и емкостей сбора утечек объемом V = 40 м³ - 3 шт. НС НКК: состоит из насоса откачки утечек типа 12НА 9х4 – 1 шт. и емкостей сбора утечек объемом V = 40 м³ - 3 шт. НС УБКУА: состоит из насосов откачки утечек типа 12НА 9х4 – 2 шт. и емкостей сбора утечек объемом V = 40 м³ - 2 шт. Утечки нефти с торцевых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек, откачка из этих емкостей производится насосами на прием насосной станции. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||