реферат. Транснефть. Структура предприятия и его техникоэкономические показатели
 Скачать 463.39 Kb.
|
|
Содержание
Введение Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) является производственным подразделением предприятия и обеспечивает бесперебойную работу оборудования. Кроме того, линейная производственно-диспетчерская станция осуществляет хозяйственную деятельность двух и больше перекачивающих станций, участков нефтепродуктов, которые закреплены за ней. ЛПДС имеет множество различных функций в рамках соблюдения эксплуатации оборудования. Так, к ним относят функции управления, регулирования, подачи предупредительной сигнализации, аварийной сигнализации, ведение архива сообщений. Она является пунктом накопления и перераспределения потока нефти. Станция создает резервный запас нефти на случай экстренных обстоятельств. Линейная производственно-диспетчерская станция «Черкассы» – одна из современных в техническом отношении перекачивающих станций в России, представляющая собой сложный комплекс сооружений и устройств. ЛПДС «Черкассы» является действующим предприятием и находится в черноземной лесостепной зоне южной части Предуралья. В соответствии с нормами район относится к 1В климатическому району. Климат резко – континентальный. Зона сейсмоустойчивая, спокойная. Преобладающее направление ветра зимой – южное и юго-западное, летом – северное и северо-западное. Среднегодовое количество осадков составляет 533 мм. Средняя годовая температура воздуха составляет плюс 2,40С. Самым холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 15,10С, а самым теплым – июль со среднемесячной температурой воздуха плюс 19,3-20,40С. Зима характеризуется устойчивой морозной погодой, снегопадами и редкими оттепелями. Глубина промерзания грунтов – 1,8 м. Продолжительность периода с устойчивым снежным покровом – 160 дней. Средняя дата установления снежного покрова – 9 ноября, разрушения снежного покрова – 15 апреля. Во второй декаде апреля снег сходит. Согласно инженерно-геологическим изысканиям под почвенно-растительным слоем залегает глина коричневая, красновато-коричневатая от мягко-пластичной до твердой консистенции, с карбонатными включениями. Подземные воды в районе площадки не обнаружены. Грунтовые воды в период изысканий до глубины 8,0 м не обнаружены. Однако, в водообильные периоды года возможно кратковременное формирование вод типа «верховодка» на глубине от 2,0 до 2,5 м. Общий уклон площадки – в северном направлении. Абсолютные отметки площадки ЛПДС «Черкассы» изменяются от 220,80 до 227,80 м. В соответствии с нормами ЛПДС «Черкассы» относится к НПС 1-й категории. Нормативные минимальные разрывы от нефтеперекачивающих станций 1-й категории до городов и поселков (размер санитарно-защитной зоны) составляет 200 м. ЛПДС «Черкассы» расположена на северо-востоке от Уфы по адресу: 450070, РБ, г.Уфа, Орджоникидзевский район, поселок Новые Черкассы и занимает территорию, равную 70,72 га. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Новые Черкассы и Старые Черкассы, расположенные в 0,6 км от ЛПДС «Черкассы». ЛПДС «Черкассы» осуществляет функции головной перекачивающей станции. Станция располагается в начале трассы и служит для накапливания определенных партий нефтепродуктов и перекачки их по трубопроводам. Являясь наиболее ответственной частью комплекса сооружений трубопроводов, головная перекачивающая станция во многом определяет работу всего трубопровода в целом. ЛПДС «Черкассы» имеет большой резервуарный парк, который служит для приема (откачки), хранения и налива нефтепродуктов (автобензина и дизельного топлива). ЛПДС «Черкассы» осуществляет транспортировку светлых нефтепродуктов с Башкирских нефтеперерабатывающих заводов в западном и восточном направлениях. На запад транспортировка осуществляется по магистральным нефтепродуктопроводам (МНПП) «Уфа-Западное направление», «Уфа-Камбарка», а на восток – по нефтепродуктопроводу «Уфа-Омск. Для перекачки нефтепродуктов по этим трубопроводам предназначены две насосные. Насосная №2 производит перекачку по трубопроводу «Уфа-Западное направление». Оснащение насосной: а) магистральный насос НМ 1250х400 – 2 шт.; б) магистральный насос НМ 1250х260 – 2 шт.; в) подпорные насосы 14НДсН – 2 шт. Насосная №3 производит перекачку по трубопроводу «Уфа-Омск» и «Уфа-Камбарка». Оснащение насосной: а) магистральный насос НМ 500х800 – 2 шт.; б) магистральный насос 14Н 360х460 – 2 шт.; в) подпорные насосы 14НДсН – 2 шт.; г) подпорные насосы 8НДв – 1 шт.; д) подпорные насосы 3В 200х2 – 1 шт. В связи с наибольшей производительностью и работы трубопровода в безостановочном режиме (за исключением технического обслуживания и ремонтных работ согласно графика планово-предупредительных работ) наиболее целесообразно рассматривать насосную №2, осуществляющую перекачку по трубопроводу «Уфа-Западное направление». 1 Структура предприятия и его технико-экономические показателиОрганизационная структура управления предприятием - состав отделов, служб и подразделений в аппарате управления, характер их соподчиненности и взаимодействия, а также координационные и информационные связи, порядок распределения функций управления на различных уровнях и в подразделениях. Организационная структура « Транснефть» включает в себя четыре уровня: -головная организация – «Транснефть»; -дочерние акционерные общества - ОАО МН. Такие предприятия располагаются в крупных областных центрах, управляют и координируют деятельность всех трубопроводных объектов, пролегающих в регионе; -районные нефтепроводные управления (РНУ) или управления магистральными нефтепроводами (УМН), расположенные в районных центрах, управляют деятельностью вверенного им участка нефтепровода, нескольких НПС; -производственные подразделения (НПС, ЛПДС).  Рисунок 1-Схема организационной структуры «Транснефть» Организацию работ по эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов (операторы магистральных нефтепроводов ОАО МН). Основным звеном нефтепроводного транспорта, организующим транспортировку нефти и безопасную эксплуатацию магистральных нефтепроводов, является открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов (Рисунок 2). Деятельность ОАО МН строится на основе его устава.  Рисунок 2-Организационная структура ОАО «МН» За каждым МН закрепляется участок трубопроводной трассы с одним или несколькими трубопроводами и линейными сооружениями на ней. Аппарат управления ОАО МН управляет и координирует деятельность структурных подразделений (Рисунок 3).  Рисунок 3-Организационная структура аппарата управления ОАО «МН» Для организации производственной деятельности ОАО МН создает структурные подразделения: филиалы - районные управления и управления магистральных нефтепроводов, линейные производственно-диспетчерские станции, нефтеперекачивающие станции, перевалочные нефтебазы; функциональные подразделения и службы - специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварии, ремонтно-строительные управления, центральные базы производственного обслуживания, аварийно-восстановительные пункты, лаборатории и другие подразделения и службы, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых МН, количеством действующих НПС и конкретными особенностями каждого нефтепровода. ОАО МН включает в себя ряд структурных подразделений, находящихся в городах области. Деление на РСУ (УМН) происходит ввиду обширности района работ, осуществляемых ОАО, остальные же структурные подразделения разделены в зависимости от производства продукции (работ, услуг), осуществляемых ими. Подробнее функциональное разделение выглядит следующим образом:  Рисунок 4-Схема организационной структуры РНУ (УМН) В его основные функции входит организация эксплуатации магистральных нефтепроводов в соответствии с предъявляемыми требованиями; организация работ по предупреждению и ликвидации аварий. Технико-экономические показатели - система измерителей, характеризующая, материально-производственную базу предприятий и комплексное использование ресурсов. Оценка технико-экономических показателей позволяет сделать объективно обоснованные выводы относительно текущей хозяйственной деятельности предприятия. Результатом анализа могут выступать также отдельные предложения по улучшению ситуации на предприятии, которые не относятся напрямую к поставленным задачам. Они являются основой при разработке производственно-финансового плана предприятия. На основе технико-экономических показателей также возможно установление нормативов на будущие периоды в рамках внутрифирменного планирования на предприятии. Целями создания ПАО «Транснефть» являются: - реализация технических и социально-экономических интересов акционеров при безусловном обеспечении интересов Российской Федерации в области осуществления транспортировки по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки; - извлечение прибыли. Основная задача деятельности компании - организация и осуществление транспортировки по системе магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки. Выручка – это доход от деятельности компании, совокупность полученных средств за исполнение услуг или продажу товаров. Выручка является главным финансовым результатом деятельности предприятия, определяющим эффективность использования его оборотных активов. Все технико – экономические показатели тесно взаимосвязаны между собой, а каждый из них характеризует определенную сторону деятельности предприятия или отдельного подразделения. В состав основных технико –экономических показателей входят: -объем производства и реализации продукции в натуральном и стоимостном выражении; -общий фонд заработной платы; -текущие издержки производства (себестоимость) на единицу продукции и годовой объем производства; -валовая и чистая прибыль; -отчисления в бюджет; -рентабельность производства и продукции; -уровень конкурентоспособности производства и продукции; -показатели, отражающие потребность в сырье, материалах, оборудовании и единовременных затратах (капитальных вложениях или инвестициях). Одним из главных экономических показателей производства является себестоимость продукции. Понятие себестоимости позволяет проанализировать и спланировать производственную деятельность любого предприятия. Полная себестоимость учитывает все существующие затраты на производство изделий и их реализацию. Показатели использования средств производства включают оценку использования зданий и сооружений, машин, оборудования и других орудий труда, сырья, материалов, энергоресурсов и других предметов труда. 2 Технологическая схема предприятия Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, откачке и внутристанционным перекачкам нефти или нефтепродуктов. На ЛПДС «Черкассы» предусмотрено: - централизованное управление за всеми устройствами из помещения операторной; - автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам; - автоматическое управление вспомогательными системами. В состав технологической схемы ЛПДС «Черкассы» входит основное и вспомогательное оборудование: - камеры пуска приема средств очистки и диагностики для приема и очистки нефтепродуктов - камеры фильтров-грязеуловителей и двух фильтров тонкой очистки; - насосная станция, состоящая из трех магистральных насосов НМ 1250-260 на номинальный расход 1250 м³/ч с напором 260 м, с электродвигателями СТД 1250/2 мощностью N=1250 кВт, n=3000 об/мин и один насос магистральный НМ 1250-400 на номинальный расход 1250 м³/ч с напором 400 м, с электродвигателем АЗМП-1600 мощностью N=2000 кВт, n=3000 об/мин, расположенные в общем укрытии и разделенные брандмауэрной стеной; - система регулирования давления, состоящая из трех регуляторов давления; - маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов, состоящая из двух маслонасосов, двух маслобаков, аккумулирующего бака, двух маслофильтров, двух маслоохладителей; - система оборотного водоснабжения, состоящая из двух водонасосов; - система сбора и откачки утечек, состоящая из четырех емкостей и двух насосов откачки утечек; - система вентиляции, состоящая из приточно-вытяжной вентиляции отделения насосов (два приточных и два вытяжных вентилятора); подпорной вентиляции отделения электродвигателей (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения аварийного включения резерва(АВР)); подпорной вентиляции беспромвальных камер (два вентилятора); вытяжной вентиляции камеры регуляторов давления (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения АВР); вытяжной вентиляции камеры на сов откачки утечек (один вентилятор существующий, установка второго присмотрена на перспективу для выполнения АВР); - резервуарный парк; - технологические трубопроводы с камерами (узлами) переключений для распределения принимаемых нефтепродуктов по резервуарам (группам резервуаров) и откачиваемых нефтепродуктов по насосным цехам; - автоналивной пункт (АНП), состоящий из 4-х наливных островков под общим укрытием, каждый островок оборудован двумя наливными стояками, подача нефтепродуктов на налив осуществляется из резервуаров. Технологический процесс транспортировки (прием, откачка и налив) нефтепродуктов осуществляется согласно технологической схеме (рисунок 5).  Рисунок 5 – Технологическая схема резервуарного парка До приема нефтепродуктов по любому из магистральных нефтепродуктопроводов или нефтепродуктопроводов уфимских НПЗ производится выбор и подготовка резервуаров к приему нефтепродуктов, открывается необходимая запорная арматура на технологических трубопроводах и приемных коллекторах. Нефтепродукты с Уфимской группы НПЗ принимаются по продуктопроводам этих НПЗ, проложенным от заводов до территории ЛПДС, затем по приемным коллекторам, технологическим трубопроводам через камеры переключения нефтепродукты могут поступать во все резервуары, выделенные под соответствующие нефтепродукты. Нефтепродукты после узлов приема внутритрубных очистных устройств поступают в приемные коллекторы, затем в технологические трубопроводы и через камеры переключения нефтепродукты могут поступать во все резервуары, выделенные под соответствующие бензины. Откачка (перекачка) нефтепродуктов осуществляется в следующей последовательности: - проверка исправности и готовности к работе подпорных и перекачивающих агрегатов и их вспомогательных систем, систем вентиляции, водоснабжения, сбора и откачки утечек, промышленной канализации, систем станционной технологической и агрегатной защиты, запорной и регулирующей арматуры, наличия скребка или разделителя в камерах запуска внутритрубных очистных устройств (при необходимости); выбор и подготовка резервуаров для откачки нефтепродуктов, открытие задвижек и заполнение нефтепродуктом технологических трубопроводов и насосов, проверка герметичности соединений и узлов уплотнений; - открытие задвижек на нагнетательных коллекторах и камере запуска внутритрубных очистных устройств, проверка герметичности соединений, проверка готовности к пуску скребка или разделителя (при необходимости). 3 Технологическое оборудование на предприятии Основным оборудованием ЛПДС «Черкассы» являются: - насосно-силовые и подпорные агрегаты для перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам, расположенные в трех насосных цехах; -система автоматического регулирования давления (САРД), предназначенная для поддержания необходимого давления на входе в магистральный насос, также САРД обеспечивает надежность трубопровода посредством регулирования давления на выходе насоса и снижение нагрузки на электродвигатели магистральных насосных агрегатов при пусках; - узел учета нефтепродукта, предназначенный для проведения оперативного учета перекачиваемых нефтепродуктов при помощи ультразвукового расходомера, преобразователя плотности, преобразователя давления, преобразователя температуры и системы обработки информации. В насосном цехе № 1 магистрального нефтепродуктопровода «Уфа-Петропавловск» установлены магистральные насосы марки НМ1250/400, приводами к которым служат двигатели типа СТД1250/2, подпорные насосы марки 14НДсН, в качестве привода к ним используются двигатели типа ВАО2-315М6. В насосном цехе № 2 магистрального нефтепродуктопровода «Уфа-Западное направление» установлены магистральные насосы марки НМ1250/260 с электродвигателями типа СТД1250/2 и 4АЗМВ1600/6000 и насосы марки НМ1250/400 с электродвигателями СТД1600/2 и 4АЗМВ1600/6000, подпорные насосы марки 14 НДсН, приводом служат двигатели типа ВАО 315 М6. В насосном цехе № 3, для осуществления перекачки по направлению «Уфа – Омск», установлены магистральные насосы марки НМ500/800 в качестве привода используются двигатели типа СТД1250/2, подпорные насосы 8НДВ с электродвигателями типа 2В280S6; для осуществления перекачки по направлению «Уфа-Камбарка» - магистральные насосы марки 360/460 с электродвигателями 4АЗМП630, подпорные насосы 8НДВ, приводом служат электродвигатели типа АМ315. Основным технологическим объектом резервуарных парков (РП) являются резервуары. Резервуаром называется емкость, используемая для приема, хранения, учета, технологической обработки и отпуска различных жидкостей: нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов, химических продуктов (аммиака, щелочей, кислот), воды и т. д. Резервуары же предназначенные для отстаивания и хранения нефти представляют собой весьма многочисленную группу технологических объектов, которые являются принадлежностью нефтяных промыслов, резервуарных парков, раздаточных и перевалочных баз, нефтехимических и химических предприятий. Во всех случаях в резервуарных парках выполняются две основные задачи: учет и хранение жидкости. Линейная производственно-диспетчерская станция «Черкассы» относится именно к таким объектам и представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций: приёма, хранения и откачки (перекачки) нефтепродуктов. В состав ЛПДС «Черкассы» входят резервуарный парк из 47 резервуаров вертикальных стальных (РВС) и резервуаров вертикальных стальных с понтоном (РВСП) вместимостью по 5000 и 10000 куб.метров, общая емкость которых 370000 м3:17 резервуаров РВС-5000, 3 резервуара РВСП-5000, 15 резервуаров РВСП-10000, 12 резервуаров РВС-10000; три технологические насосные станции, обслуживающие магистрали нефтепродуктопроводов (МНПП) Уфа-Западное направление, Уфа-Камбарка, Уфа-Омск, Уфа-Петропавловск; более шестисот технологических задвижек различных диаметров; более 34 километров подземных и надземных технологических трубопроводов общей вместимостью 4,5 тысячи куб. метров; испытательная лаборатория для проведения анализов светлых нефтепродуктов, природных и сточных вод; автоналивной пункт; комплекс административно-хозяйственных и промышленных зданий и сооружений. Кроме того, на территории ЛПДС «Черкассы» находится в эксплуатации 2 резервуара РВС-400 предназначенные для сбора нефтепродукта, уловленного нефтеловушками. Семь резервуаров РВС-5000 и один РВСП-5000 выведены из эксплуатации по техническому состоянию. Предусмотрено вместо двадцати РВС-5000,введенных в эксплуатацию еще в 1954году,на станции будет построено четыре РВСП-20000. Объем эксплуатационной емкости по технологической карте и градуировочным таблицам составляет 301000 м3 (на максимальный эксплуатационный взлив), в том числе размер емкости, эксплуатируемой под различные сорта автобензинов (а/б) составляет 149630 м3, под дизельное топливо (д/т) различных сортов - 151370 м3. Группа резервуаров, обслуживающих трубопровод по направлению «Уфа-Западное направление» состоит из 15 резервуаров, общая емкость которых составляет 150 000 м3. Все резервуары имеют емкость 10000 м3, каждый из них имеет порядковый номер с 33 по 47. С целью сокращения потерь от испарения семь из этих резервуаров снабжены понтонами. Резервуары, оснащенные понтонами, не оборудуются дыхательными и предохранительными клапанами, вследствие чего эксплуатируются при атмосферном давлении. 4 Эксплуатация оборудования Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по хранению, приему и сдачи нефти, приемке в эксплуатацию и испытанию, его ремонту, техническому обслуживанию и диагностированию. Основные виды работ в процессе эксплуатации резервуарных парков и резервуаров являются: - градуировка и определение вместимости резервуаров; - текущий ремонт и техническое обслуживание резервуарных парков и их резервуаров по отдельности; - оперативное технологическое обслуживание резервуарных парков и резервуаров; - техническое диагностирование резервуаров; - реконструкция резервуаров. От назначения станции зависит вместимость резервуарных парков. Так, резервуарный парк линейно производственно- диспетчерской станции (ЛПДС) «Черкассы» спроектирован таким образом, чтобы обеспечить бесперебойную работу нефтепровода, оптимальный запас нефти. Виды резервуаров и их оборудование. В соответствии со СНиП 2.11.03 резервуары для нефти подразделяются: -по материалу, из которого они изготовлены: на стальные и железобетонные; -по расположению относительно поверхности земли, на надземные и подземные; -по конструкции: 1) резервуар вертикальный стальной (РВС) плавающей крышей или резервуар вертикальный стальной с понтоном (РВСП); 2) железобетонные цилиндрические (со стационарной или с плавающей крышей); 3) железобетонные прямоугольные (со стационарной крышей); - по способу изготовления: 1) стальные резервуары рулонные; 2) железобетонные - монолитные, сборные, сборно-монолитные; - по номинальному объему. Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией. Дыхательная арматура включает дыхательный и предохранительный клапаны, вентиляционные патрубки. Дыхательный клапан предназначен для выпуска паровоздушной смеси из резервуара при заполнении и пропуска воздуха в резервуар при опорожнении. Необходимая суммарная пропускная способность дыхательных клапанов определяется в зависимости от максимальной подачи нефти при заполнении (или опорожнении) резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси. Предохранительный клапан имеет то же назначение, что и дыхательный клапан, но предотвращает повышение давления выше или понижение вакуума ниже допустимых значений при отказе в работе дыхательных клапанов. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не меньше, чем дыхательных клапанов. Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление и пониженный вакуум на (5-10) % по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравлический клапан заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Огневые предохранители предназначены для предотвращения проникновения пламени и искр внутрь резервуара и устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами, а также на вентиляционных патрубках на резервуарах с понтонами и плавающими крышами для защиты от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени. Вентиляционные патрубки предназначены для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой для резервуаров с понтонами, резервуаров с плавающей крышей в период заполнения и опорожнения. Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяется в зависимости от конструкции крыши резервуара и давления насыщенных паров хранимой нефти. Приемо-раздаточные устройства (патрубки) предназначены для присоединения технологических трубопроводов и монтируются: - в РВС – на нижнем поясе; - в прямоугольных ЖБР – на стенке резервуара; - в цилиндрических ЖБР – в днище или на стенке резервуара. Заключение В ходе практики, были приобретены необходимые практические умения и навыки работы, которые понадобятся мне в дальнейшей деятельности. Навыки и умения, приобретенные мной путём непосредственного участия в деятельности организации. По окончанию практики была достигнута главная цель - применение теоретических знаний, полученных в процессе обучения, при решении реальных задач. А также приобретены навыки и опыт практической работы. Данная практика является хорошим практическим опытом для дальнейшей самостоятельной деятельности. Список использованных источников ГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание, 2009. ОТТ-13.320.00-КТН-288-19 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Системы обнаружения утечек, 2019. ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02 Регламент организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН, 2002. Регламент по организации и планированию работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружения линейной части магистральных нефтепроводов ОАО МН, 2001. РД-23.040.00-КТН-387-07 Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС, 2008. Егорова М. С., Горбачев М. И.. Анализ организационной структуры предприятия АО «Транснефть – центральная Сибирь». -М.: Недра, 2015. Структура предприятия АО «Транснефть» [Электронный ресурс] . – URL: https://transneft.ru (Дата обращения 27.02.22). Типовая производственная структура предприятий транспорта нефти и газа [Электронный ресурс] . – URL: https://infopedia.su (Дата обращения 27.02.22). |