Отчет по практике Сибнефть

Для подачи нефти от резервуаров  NN 1 - 6 к основным насосам предусмотрена подпорная станция. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом и через предохранительные клапаны NN 1 - 8 и блок контроля качества нефти подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны NN 1 - 8 настроены на давление Р_н = 15 кг/см2 и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной.  

На участке трубопровода от магистральной  насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления , предназначенный для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе  в магистральную насосную - 6,0 кгс/см²;

- максимальное давление на выходе  из магистральной насосной - 74 кгс/см².

В узле регулирования давления установлены  регулирующие заслонки NN 1, 2, 3.  Р_у = 75 кг/см2 на суммарную производительность  Q = 8500 м³/час.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Контроль технологического  процесса работы НПС

Оперативный персонал НПС  осуществляет:

• непосредственное управление технологическим оборудованием, системами, сооружениями;
• первичный учет количества принимаемой, перекачиваемой, сдаваемой, находящейся на хранении нефти и контроль ее качества;
• постоянный контроль технологических параметров, технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем, сооружений на вверенных объектах, а также регистрацию через каждые 2 часа значений технологических параметров.

Все переключения на НПС, технологических  трубопроводах, пуски, остановки основного  оборудования, изменения режимов  работы НПС, нефтепроводов должны регистрироваться в оперативной документации диспетчерских  служб и оперативного персонала  НПС.

Основное нефтеперекачивающее  оборудование должно выводиться из работы или резерва только по согласованию с диспетчером, кроме случаев  их аварийного состояния или явной  опасности  для здоровья и жизни  людей.

Оперативный контроль, регистрация, анализ основных технологических параметров работы НПС, осуществляется не реже, чем  через каждые два часа, на всех уровнях  диспетчерских служб.

При возникновении аварийных  ситуаций на объектах НПС оперативно-диспетчерский  персонал должен действовать согласно Планам ликвидации возможных аварий и Планам тушения пожаров.

На НПС предусмотрено:

- централизованное управление  за всеми устройствами из помещения  операторной;

-автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам;

-автоматическое регулирование  давления в трубопроводе;

- автоматическое управление вспомогательными  системами.

 

2.4 Техника безопасности

 

Система управления ведением безопасного  технологического процесса НПС предусматривает  следующее:

При превышении давления в напорных трубопроводах выше заданных установок 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.

 

 

 

 

 

 

2.5 Отходы производства

Все осуществляемое воздействие на окружающую среду на предприятии  нормировано. Для обеспечения наличия  всей разрешительной природоохранной  нормативной документации на осуществляемую производственную деятельность предприятия  в 2003 году разработаны в соответствии с графиком и согласованы в  контролирующих природоохранных органах 23 тома ПДВ, 23 тома ПДРО, 5 томов ПДС, 38 экологических паспортов, данный объем выполняется ежегодно.  
     
            В 2001 году в ОАО "Сибнефтепровод" созданы и аккредитованы 5 эколого-аналитических лабораторий, а именно в Тюменском, Нефтеюганском, Тобольском, Сургутском, Урайском УМН. В сферу аналитического контроля эколого-аналитических лабораторий входит контроль атмосферного воздуха, воздуха рабочей зоны, промышленных выбросов, анализ питьевой и сточной воды. 
      
           Деятельность ОАО “Сибнефтепровод” по обращению с опасными отходами осуществляется в соответствии с требованиями природоохранного законодательства РФ регламентами и другими нормативными документами. Механизм учета и утилизации отходов производства и потребления на объектах ОАО “Сибнефтепровод” отлажен и отработан. Отходы 1 класса опасности – это отработанные ртутные лампы, которые сдаются на демеркуризацию. Основную массу отходов 2 класса опасности составляют отработанные масла, часть из них используется на предприятии в качестве топлива для котельных; часть обезвреживается на предприятии путем слива в ЕП и последующей закачки в технологические нефтепроводы; часть сдается на утилизацию по договорам. К отходам 3 класса отнесены нефтешламы от очистки внутренней поверхности технологического оборудования, отработанные масляные фильтры, замазученная ветошь, загрязненный грунт. Ликвидация нефтешламов на объектах ОАО “Сибнефтепровод” с 2002 года производится методом биорекультивации по договору с ЗАО НПС "Элита Комплекс". Объемы рекультивированного нефтешлама подтверждены совместными с контролирующими природоохранными органами актами на ликвидацию нефтешлама. Низкая себестоимость и удовлетворительные результаты дают основание для продолжения работ по ликвидации нефтешлама методом биорекультивации в последующие годы. Промасленная ветошь, отработанные воздушные фильтры утилизируются в портативных сжигателях отходов. Отходы 4 – 5 классов опасности и промышленные отходы передаются по договорам, либо размещаются на собственных полигонах. Работа по снижению воздействия на окружающую природную среду при осуществлении деятельности по обращению с опасными отходами в ОАО “Сибнефтепровод” ведется в соответствии с мероприятиями, которые представлены в составе проектов нормативов образования и лимитов размещения отходов производства и потребления для филиалов ОАО “Сибнефтепровод”.

 С целью снижения объема загрязняющих веществ в сточных водах объектов ОАО “Сибнефтепровод” и как следствие этого снижения негативного воздействия на водные объекты ведутся плановые работы по контролю за работой очистных сооружений, систем канализации и водоснабжения. В соответствии с программой техперевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов ОАО “Сибнефтепровод” за 2001 – 2003 гг. проведена реконструкция очистных сооружений ЛПДС "Западный Сургут" Сургутского УМН, ЛПДС "Конда" Урайского УМН, завершены работы по капитальному ремонту промышленных стоков ЛПДС "Торгили", иловых площадок ЛПДС "Исетское", "Чепурского" Тюменского УМН. Ежеквартально специалисты – наладчики Тюменского ремонтно механического завода проводят оптимизацию режима работы имеющихся на балансе ОАО “Сибнефтепровод” очистных сооружений, что позволяет снизить количество сбрасываемых загрязненных сточных вод более чем на 90 процентов.  
 
     Важнейшим этапом обеспечения экологической безопасности в ОАО "Сибнефтепровод" является недопущение аварийного загрязнения окружающей среды. Для четкого, эффективного, оперативного реагирования на события чрезвычайного характера для всех участков нефтепроводов разработаны планы ликвидации возможных аварий, включающие порядок обнаружения, локализации и ликвидации чрезвычайной ситуации. Эффективность разработанных планов боеготовности аварийных подразделений проверяется и отрабатывается при проведении учений. Все подразделения оснащены нефтесборным оборудованием, которое постоянно добавляется и обновляется. Выбор фирмы – поставщика нефтесборного оборудования, удовлетворяющего всем необходимым техническим и конструктивным требованиям, производится по результатам испытаний нефтесборного оборудования. Умение быстро реагировать, локализовать аварию, ликвидировать ее последствия – важные составляющие системы экологической безопасности, но не менее важно изучить причины, знать потенциально опасные места и, соответственно, осуществлять комплекс профилактических мер. 
      
     Цель управления охраной окружающей природной среды – исполнение законодательства, контроль за соблюдением требований экологической безопасности, обеспечение проведения эффективных и комплексных мероприятий по охране окружающей природной среды, рациональному использованию природных ресурсов, достижению согласованности действий государственных и общественных органов в области охраны окружающей природной среды. Именно такую цель ставит перед собой ОАО "Сибнефтепровод" в деятельности по обеспечению экологической безопасности и рационального природопользования.

 

 

 

 

 

 

3.Организация технического  обслуживания

 

АО “СИБНЕФТЕПРОВОД” уделяет повышенное внимание к проблемам надежности и безопасности магистральных нефтепроводов, что объясняется, с одной стороны, риском потери достигнутого уровня функционирования нефтепроводов в связи со старением  основных фондов системы, а с другой ( введением более жестких норм и экономических санкций со стороны государства, пользователей и местных органов власти.

Как известно, эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов зависит  от заложенных в проектах технических  решений, качества оборудования, труб, изоляционного покрытия, технологии и качества строительно-монтажных  работ. Анализ показывает, что главными причинами аварий являются заводские  дефекты труб и брак строительно-монтажных работ.

Стратегия ОАО «Сибнефтепровод» предусматривает применение методов внутритрубной диагностики потенциально опасных участков и ремонт их (в том числе с заменой труб) до появления аварий. Такая тактика (особенно в условиях Западной Сибири) позволяет существенно сократить расходы на капитальный ремонт и реконструкцию, а также время вынужденных простоев объектов, повысить экономическую эффективность работы предприятий.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Технико-экономические  показатели деятельности предприятия

 

4.1 Анализ основных средств предприятия

 

В таблице  показана структура  и стоимость основных фондов.

 

Наименование ОПФ		2009 сумма		2010 сумма		Сумма отклонения
Здания		2602868,318		2634987,152		32118,834
Сооружения и передаточные устройства		20822946,54		20784133,35		-38813,192
Машины и оборудование		3131492,09		3148852,008		14359,9182
Транспортные средства		209302,8132		188213,368		-21089,4452
Производственный и хозяйственный  инвентарь		64400,8656		120994,308		56593,4424
Другие виды основных средств		2683,3694		13443,812		10760,4426
Земельные участки и объекты  природопользования		0		0		0
ИТОГО		26833694		26887624		53930

 

Из таблицы видно, что  общая сумма основных фондов увеличилась  на 400 тыс. руб. Больше увеличилась сумма  производственного и хозяйственного инвентаря на 87% и сумма других видов основных средств на 20%.

 

 

4.2 Структура себестоимости за 2009-2010 гг

 

Расходы по экономическим  элементам	2009	2010	Отклонение
Себестоимость, тыс. руб.	1564814	1748697	183883
Материальные затраты	653885	746805	92920
Затраты на оплату труда	367811	399421	31610
Отчисления на соц. нужды	82998	89315	6317
Амортизация	420783	471602	50819
Прочие затраты	39337	41554	2217
Структура себестоимости, %	100	100	-
Материальные затраты	41,787	42,706	0,9196
Затраты на оплату труда	23,505	22,841	-0,664
Отчисления на соц. нужды	5,304	5,107	-0,1964
Амортизация	26,89	26,968	0,0784
Прочие затраты	2,513	2,376	-0,1375

 

Наибольший удельный вес  в структуре затрат  занимают материальные затраты, которые составляют 42,71%. По сравнению с прошлым годом  увеличились затраты  по элементам : амортизация на 0,078%, материальные затраты на 0,92%, так как увеличились расходы на материалы и запчасти , топливо, расходы на энергию.