Внедрение компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
Вµе состояние, исправность помещений, где хранятся материальные ценности, осуществляет необходимые мероприятия по охране труда личного состава подразделений АНУ.
ПДС - производственно-диспетчерская служба - обеспечение выполнения оперативных плановых заданий по приёму, перекачке, поставке и отгрузки нефти с соблюдением режимов работы трубопроводов в пределах технологических карт.
БПО - база производственного обслуживания - своевременное и качественное выполнение планово-предупредительных ремонтов основного и вспомогательного оборудования (механического, электрического и теплотехнического), нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, выполнение работ, предусмотренных месячными планами, выполнение аварийного ремонта оборудования и техники, а также оказание услуг населению.
ЦТТиСТ - цех технологического транспорта и специальной техники - организация перевозки технологических грузов, своевременное и полное обеспечение транспортной и специальной техникой структурных подразделений АНУ.
УЭН - участок эксплуатации нефтепроводов - обеспечение нормальной эксплуатации и проведение ремонта линейной части нефтепровода, печей подогрева нефти резервуарных парков, сливных эстакад, систем водоснабжения и промышленной канализации.
СПН - станции подогрева нефти - обеспечение безаварийной и бесперебойной работы печей подогрева и сооружений при них, обеспечение технологического режима работы нефтепровода.[5]
Состав магистрального горячего нефтепровода
Нефтепровод Узень-Атырау-Самара оборудован 19 станциями подогрева.
Линейная часть: Ду 1000 мм = 697 км (Узень-Атырау).
Ду 700 мм = 745 км (Атырау-Самара).
Головные насосные станции в г. Узень и г. Атырау.
Промежуточные насосные станции в Сай-Утесе (145 км), Бейнеу (322 км), Кульсары (528 км), Индере (850 км), Большой Чаган (1133 км), Большой Черниговке (1070 км).
Станции подогрева, совмещённые с насосными станциями в Узени, Сай-Утесе, Бейнеу, Кульсарах, Атырау, Индере, Б.Чаган, Б.Черниговке.
Станции подогрева, функционирующие без насосных станции на 80, 242, 432, 615, 677, 770, 941, 999, 1076, 1225, 1380 км.
Технологические операции
а) Приём нефти.
Атырауское нефтепроводное управление в 1998 году осуществляло приём нефти:
Смесь мангышлакская по трубопроводу "Узень-Атырау" - 6270731 тонн.
От АО " Эмбамунайгаз " - 1530414 тонн.
От Кульсаринского НУ (нефть тенгизская) - 754879 тонн.
От КТН-К (нефть тенгизская и забурунская) - 4594148 тонн.
От прочих поставщиков - 4474 тонн.
Всего: 13154646 тонн.
Для сравнения: в 1997 году принято 12464560 тонн.
в 1996 году принято 12220974 тонн.
б) Поставка нефти.
Поставка нефти Атырауским нефтепроводным управлением производилась железнодорожными цистернами с эстакад " Атырау " и " Макат " потребителям ресурсов АО " Эмбамунайгаз " и ТОО " Тенгизшевройл ", а также трубопроводами Уральского НУ для последующей сдачи её в систему Приволжских нефтепроводов, кроме того, трубопроводами Атыраускому НПЗ и автоцистернами путём само вывоза с авто эстакады НПС "Атырау ":
Уральскому НУ 9490071т.
АНПЗ (трубопроводом) 894429 т.
АНПЗ (железной дорогой) 226324 т.
КТК-К (Забурунье) 164772 т.
ТОО ТШО (ж/д. Атырау) 2173698 т.
Для потребителей АО Эмбамунайгаз 100157 т.
(ж/д. Макат)
Для потребителей КазТрансОйл 52362 т.
(ж/д Атырау)
Прочим потребителеля16319 т.
Итого: 13118132 т.
Для сравнения: поставка в 1997 году составляла 12423727 т.
поставка в 1996 году составляла 12202564т.
Описание технологии транспортировки нефти по трубопроводной системе, основные процессы при перекачке нефти
Транспортирование нефти по трубопроводам является наиболее перспективным и эффективным видом транспортировки нефти. Технологию транспортировки нефти по магистральным трубопроводам, основных элементов и режимов перекачки нефти рассмотрим на примере горячего нефтепроводе Узень-Атырау,
Длина нефтепровода Узень-Атырау 697 км, диаметр трубы -D=1.020 м, приложен на глубине 1,3 м. от оси трубы. Служит для перекачки высоковязких нефти полуострова Мангышлак.
Основные сооружения на нефтепроводе. В систему магистрального нефтепровода входят следующие элементы:
) линейная часть без тепловой изоляцией, с гидроизоляцией;
) головные насосные станции (в г. Узень и г. Атырау);
) промежуточные насосные станции (в Сай-Утессе-145 км, Бейнеу-З22 км,
Кульсарах-528 км);
) станции подогрева, совмещенные с насосными станциями (в Узени, Сай-Утесе, Бейнеу, Кульсарах, Атырау);
) станции подогрева, функционирующие без насосных станций (на 80, 242,432,615,677 км.).
Нефтепровод Узень - Атырау - Самара обслуживается Южным управлением магистральными нефтепроводами (от 0 до 697 км. - управление в г. Актау) и управлением Приволжскими магистральными нефтепроводами (от 697 до 1428 км. - управление в г. Самаре).
Дадим более подробное описание этих составляющих системы магистрального нефтепровода.
Линейная часть (лч) нефтепровода.
За начальный пункт лч нефтепровода принимается задвижка на начальной линии насосных агрегатов головной перекачивающей станции, а за конечный пункт - задвижка во всасывающей линии, находящаяся перед резервуарным парком нефтеперерабатывающих заводов.
ЛЧ нефтепровода для выполнения ремонтных работ, исходя из профиля трассы с учетом доведения потери перекачиваемой нефти при повреждении магистрального нефтепровода до минимума, оборудуется линейными задвижками. Они устанавливаются непосредственно в грунт с выводом привод?/p>