Будь умным!

У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

СЗМН было создано в конце сороковых годов когда открытие месторождений татарской нефти в 19431948 годы Шугур

Работа добавлена на сайт samzan.net:


Введение

ОАО «СЗМН» было создано в конце сороковых годов, когда открытие месторождений татарской нефти в 1943-1948 годы - Шугуровской, Бавлинской, Ромашкинской - потребовало выхода ее на заводы страны, и первоочередной задачей стала немедленная ее доставка к близлежащим железнодорожным магистралям. Такими железнодорожными магистралями в то время были: железнодорожные станции Клявлино - для выхода байтугановской и шугуровской нефти и Уруссу - для выхода бавлинской нефти. Вот почему огромная роль отводилась станции Клявлино - она становилась конечным пунктом первого нефтепровода в Татарии.

За 60 лет Татарская нефтепроводная контора (ТНК) превратилась в акционерное общество открытого типа “Северо-западные магистральные нефтепроводы“ - одно из старейших предприятий нефтепроводного транспорта. ОАО “СЗМН“ начала третьего тысячелетия - это сложная, разветвлённая, высоко автоматизированная структура, включающая основные и вспомогательные службы и объединяющая в едином управлении около 6 тысяч км нефтепроводов, перекачивающих ежегодно более 230 млн.тонн нефти, с 50 нефтенасосными и резервуарными парками вместимостью более 1млн. 470 тысяч м3. Кроме того, предприятие имеет большой парк автомашин и спецтехники. Наконец, ОАО “СЗМН“ - это более 6 тысяч сотрудников.

В составе ОАО “СЗМН“ пять районных нефтепроводных управлений, с центрами в Альметьевске, Лениногорске, Казани, Перми, Ижевске, а также служба безопасности. Объекты предприятия расположены на территории 11 субъектов Российской Федерации, включая пять республик.

На сегодняшний день ОАО "Северо-западные магистральные нефтепроводы" - одно из крупнейших дочерних предприятий ОАО "АК "Транснефть", являющейся естественной государственной монополией. 64% от величины уставного капитала принадлежит ОАО "АК "Транснефть" и 36% находится под контролем ОАО "Связьинвестнефтехим".

Акционерное общество, в котором работают более 6000 человек, обслуживает около 6 тысяч километров нефтепроводов, из которых 234,5 километра составляют подводные переходы.  Кроме линейных трубопроводов, ОАО "СЗМН" обслуживает 50 нефтенасосных станций и резервуарный парк общей емкостью 1 млн. 470 тысяч кубометров.

Основными направлениями деятельности ОАО "СЗМН" являются:

  1.  Транспортировка по магистральным трубопроводам нефти;
  2.  Хранение нефти;
  3.  Реализация нефти;
  4.  Эксплуатация и капитальный ремонт объектов магистрального трубопроводного транспорта.


1 Общая характеристика Удмуртского РНУ

Удмуртское районное нефтепроводное управление – филиал ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» – организовано 24 января 1977 года  на базе Ижевского нефтепроводного участка для обеспечения бесперебойной транспортировки нефти и надежной эксплуатации нефтепроводов «Сургут-Полоцк», «Холмогоры-Клин», «Ножовка-Мишкино-Киенгоп»,  «Киенгоп-Набережные Челны». Сегодня в состав УРНУ входят шесть нефтеперекачивающих станций (НПС): «Малая Пурга», «Киенгоп», «Дебесы», «Арлеть», «Большая Соснова», «Сюмси», резервуарный парк общей емкостью 50 тысяч кубометров, база производственного обслуживания,  центральная ремонтная служба, автотранспортный цех.

Общая численность Удмуртского РНУ  составляет более 800 человек.

Подведомственные Удмуртскому РНУ участки нефтепроводов проходят по территории Пермского края, Кировской области, Республики Татарстан и Удмуртии и имеют общую протяженность 1181,2 км в однониточном исчислении. Диаметр нефтепроводов от 200 до 1200 мм. Их обслуживают 23 магистральных насосных агрегата и 6 подпорных насосных агрегатов. 

Рисунок 1 – Схема Магистральных нефтепроводов ОАО СЗМН

1.2 Общие сведения об НПС «Малая Пурга»

Рисунок 2 – НПС «Малая Пурга»

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

Нефтеперекачивающая станция "Малая Пурга" введена в эксплуатацию в 1975 году, является структурным подразделением Удмуртского РНУ ОАО СЗМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Киенгоп - Н.Челны» на участке «М.Пурга -Н.Челны».

 Вид перекачиваемой нефти – высокосернистая и особо высокосернистая, тяжелая и битуминозная.

Площадь, занимаемая НПС – 9,09 га.

Численность работающих составляет 77 человек.

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан ТатНИПИнефть.

В состав НПС «М.Пурга» входят:

  1.  резервуарный парк, введен в эксплуатацию в 1990 году
  2.  подпорная насосная;
  3.  насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системами смазки, сбора и откачки утечек;
  4.  фильтры-грязеуловители;
  5.  регулятор давления;
  6.  узлы с предохранительными устройствами;
  7.  технологические трубопроводы;
  8.  системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения;
  9.  электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно  бытовые здания и сооружения.

Таблица 1 - Характеристика перекачиваемых товарных нефтей

Наименование показателя

Единицы измерения

Предельные значения

Мин.

Макс.

Плотность при 20°С

Кг/м3

901

906

Содержание воды

%

од

1

Содержание солей

Мг/л

100

900

Содержание мехпримесей

%

0,001

0,02

Массовая доля серы

%

2,6

3

Кинематическая     вязкость (при 20°С)

сСт

25

45

Содержание парафина

%

3,5

5

Упругость паров

кПа

28

50

  

2 Резервуарный парк НПС «Малая Пруга»

2.1 Резервуарный парк

Рисунок 3- Резервуарный парк НПС «Малая Пурга» (снимок сделан с вертолета)

Резервуарный парк НПС «Малая Пурга» был построен в 1990г. Предназначен для сбора, хранения и перекачки нефти. В состав парка входит 4шт. РВСП 10000 м3 и 1 шт. РВС 10000 м3.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. На НПС «Малая Пурга» преобладают четыре насоса типа РВСП (резервуар вертикальный стальной с понтоном) и один РВС (резервуар вертикальный стальной). Резервуары наземные.

2.2 Характеристика резервуарного парка

Резервуарный парк служит:

  1.  для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной сети;
  2.  для учета нефти;
  3.  для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и механических примесей, смешение и т. д.)  

Резервуары оснащены полным комплектом оборудования согласно проекту и с учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и охраны труда. В состав оборудования резервуара входят замерный, световой люки, люк-лаз и др. люки для установки оборудования, сигнализаторы аварийного максимального и минимального уровней нефти, и устройства измерения уровня нефти. 

Резервуарный парк оснащен системами автоматики, контроля и измерения, с возможностью обеспечения защиты от перелива резервуаров, дистанционного замера уровня нефти в резервуарах, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения.

Измерение уровня нефти в резервуарах должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств, обеспечивающих точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976. Допускается измерять уровень нефти в резервуаре вручную измерительной  металлической рулеткой с лотом (грузом).

Оперативные измерения уровня нефти в процессе заполнения или опорожнения резервуара должны проводиться не реже  чем через каждые два часа. При заполнении последнего метра до высоты максимального уровня нефти в резервуаре контроль уровня должен проводиться постоянно.

При приемо-сдаточных операциях измерение уровня в резервуаре проводят после отстоя нефти продолжительностью не менее двух часов с момента окончания заполнения.

При измерении уровня вручную опускать и поднимать лот следует так, чтобы стальная лента рулетки все время скользила по направляющей канавке замерного люка.

Опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти.

Поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на ленте рулетки. Отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты для данного резервуара.

2.3 Оборудование на РВС – 10 000

Рассмотрим один из резервуаров, входящий в состав резервуарного парка НПС  «Малая Пурга» Удмуртского РНУ ОАО «СЗМН», а именно, РВС - 10 000 №1. РВС - 10 000 № 1 предназначен для приемки, хранения и откачки нефти. Резервуар представляет собой стальную вертикальную цилиндрическую емкость, установленную на грунтовом фундаменте, смонтированную методом рулонирования, находящуюся внутри грунтового обвалования.

Расположение: наземное;

Форма корпуса: вертикальный, цилиндрический;

Конструкция перекрытия: сферическая щитовая кровля без центральной стойки;

Наличие понтона (плавающей крыши): отсутствует;

Вместимость: по максимальному уровню взлива - 10317 м3, по проекту -11000 м3;

Высота по проекту: 17,88 м;

Диаметр по проекту: 28,5 м;

Максимально-допустимый уровень взлива по проекту – 17,05 м;

Дата сдачи в эксплуатацию: 16.10.1986 г;

Режим эксплуатации: резервуар работает в режиме «транзит», количество полных циклов слива налива составляет 50 раз в год;

Вид хранимого продукта: нефть.

Общий  вид  резервуара  представлен  на  рисунке  4.

При монтаже днища резервуара выполнены сварные швы:

  1.  три монтажных шва– нахлёсточным сварным соединением;
  2.  сварные швы окрайки – стыковым сварным соединением с полным проплавлением сечения шва на остающейся подкладке;
  3.  сварной шов окрайки и центральной части днища – нахлёсточным сварным соединением;

При монтаже резервуара выполнены сварные швы:

  1.  три вертикальных монтажных шва стенки – стыковым сварным соединением с полным проплавлением сечения шва;
  2.  нижний уторный шов – тавровым сварным соединением с конструктивным зазором, с двух сторон; катет шва не менее толщины самого тонкого элемента сварного соединения;
  3.  верхний уторный шов стенки резервуара – нахлесточным сварным соединением.

Стенка резервуара состоит из двенадцати поясов шириной 1490 мм, сваренных встык в заводских условиях двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса. Общая высота резервуара 17,88 м. Стенка имеет 15 вертикальных швов. Три вертикальных монтажных шва стенки сварены ручной электродуговой сваркой встык.

В первый пояс стенки резервуара врезаны: один овальный люк-лаз 930х630 мм, два круглых  люк-лаза Ду 530 мм, один приемо-раздаточный патрубок Ду 530 мм и размывочный патрубок Ду 425 (ПРП, РП), патрубок для зачистки Ду 159 мм и сифон Ду 89 мм. На двенадцатом поясе стенки размещены врезки двух пенокамер ГВПС-2000 (в комплекте с термодатчиками) системы пожаротушения.

Днище резервуара состоит из окраек и центральной части. Основание резервуара выполнено из грунта. Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной  с целью предотвращения коррозии битумом , и имеет уклон от центра к периферии. Это обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Кровля резервуара самонесущая сферическая, сборно-щитовая, с опорой    щитов на центральное кольцо. Каждый из 28 щитов-секторов кровли состоит из 9 листов. На кровле размещены патрубки: светового люка (Ду 1000 мм), четырех световых люков (Ду 530 мм), замерного люка (Ду 273 мм), двух вентиляционных патрубков (Ду 530 мм), указателя уровня (Ду 273 мм), патрубок (Ду 630 мм), патрубок (Ду 114 мм), а также ограждение и кольцевая смотровая площадка в центральной части кровли.

Рисунок 4 - Общий  вид  резервуара РВС-10000

1 – крыша  резервуара; 2 – стенка  резервуара; 3 – днище  резервуара; 4 – окрайки днища; 5 – опорное  кольцо; 6 – ограждение  площадки; 7 – шахтная  лестница; 8 – кожух  пробоотборника; 9 – патрубок приёмо-раздаточный; 10 – люк-лаз  в  первом  поясе  стенки; 11 - люк-лаз  во втором  поясе  стенки; 12 - люк-лаз  в  первом  поясе  стенки под  "Диаген – 700"; 13 – монтажный  патрубок.

2.4  Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном (вентиляционным патрубком) и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

С целью охлаждения резервуаров в случае пожара, на них по периметру устанавливают кольцевой трубопровод, служащий для подачи воды.

2.5 Приборы контроля и сигнализации

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

  1. местные и дистанционные измерители уровня нефтепродукта;
  2. сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефтепродукта;
  3. дистанционные измерители средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
  4. местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);
  5. сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефтепродукта, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, также снабженной поплавком.

2.6  Испытание резервуара

Испытание резервуара после капитального ремонта следует производить согласно РД 16.01-60.30.000-КТН-026-1-04, «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию» гидравлическим способом. До начала испытания должна быть представлена вся техническая документация и проведена послеремонтная диагностика конструкции резервуара в объеме полного обследования.

Перед проведением гидравлического испытания резервуара составляется акт готовности резервуара к проведению гидроиспытаний.

На все время испытания должны быть установлены и обозначены предупредительными знаками границы опасной зоны с радиусом от центра резервуара не менее 57 м.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытания, должны находиться за пределами обвалования или иного аналогичного защитного сооружения на расстоянии не менее двух диаметров резервуара.

Лица, производящие испытание, должны находиться вне границ опасной зоны. Во время повышения давления допуск к осмотру конструкций разрешается не ранее, чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок.

Гидравлическое испытание следует проводить при температурах окружающего воздуха +5 ОС и выше.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи. Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в швах стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:

  1.  полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
  2.  на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II-Vпоясах;
  3.  до V пояса при обнаружении дефекта в VI поясе.

Обнаруженные мелкие дефекты подлежат исправлению, а исправленные места - проверке на герметичность.

Резервуар без понтона испытывается на внутреннее избыточное давление и вакуум. Резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под этой нагрузкой (без избыточного давления) 24 часа.

По истечении 24 часов после заполнения резервуара водой до проектного уровня необходимо произвести нивелировку наружного контура днища и определить осадку основания днища.

Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум резервуара проводят после гидравлического испытания и понижения уровня воды на 2 метра. Контроль давления и вакуума осуществляется U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум - на 50 % больше проектной величины. Продолжительность нагрузки 30 минут. В процессе испытания резервуара на избыточное давление и вакуум производят контроль 100 % сварных швов стационарной крыши. По окончании испытаний на избыточное давление и вакуум люки и патрубки на кровле должны быть вновь открыты, что должно быть оформлено актом.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в течение указанного в программе испытаний, времени не появляются течи на поверхности стенок или по краям днищ, уровень воды не снижается, предельные отклонения формы и размеров металлоконструкций и фундаментов соответствуют требованиям РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 табл. 2.15 - 2.17. Результаты измерений записывают в журнал монтажных работ, прикладывают к акту на испытание резервуара. Результаты испытания отражаются в акте согласно «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуара и ввода в эксплуатацию».

Схемы отклонений образующих от вертикали (замеры проводятся после сливя воды с наибольшими отклонениями по результатам замеров на монтаже, зафиксированных в журнале монтажных работ).

Развертки профиля контура днища резервуара. Нивелировкой определяются сметки контура днища в точках, отстоящих на расстоянии не более 6 м.

Нивелировка производится:

  1.  перед заполненном резервуара водой;
  2.  по достижении максимального уровня налива;
  3.  по окончании выдержки при максимальном уровне налива;

- после слива воды.

На резервуар, прошедший испытание, составляется акт гидравлического испытания и акт завершения монтажа конструкций.

После завершения монтажа не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре производятся, предусмотренные проектом, работы по антикоррозионной защите и установке оборудования с оформлением соответствующих документов.

Потребность в воде на гидравлическое испытание составляет 10877 м3. Для подачи воды подрядчик должен проложить временный трубопровод ПМТ-150 длиной 3,5 км для забора воды из реки Постолка. После гидравлического испытания вода сбрасывается в промканализацию с последующей сдачей ОАО «Удмуртнефть» УПН «Ижевское».

2.7  Антикоррозионная  защита

Антикоррозионная защита разработана согласно требований СНиП 2.03.11-85* «Защита строительных конструкций от коррозии». При выполнении работ по ремонту и подготовке к антикоррозионной защите оборудования и трубопроводов должны выполняться требования РД 413160-01-01297858-02 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров».

Работы по подготовке поверхности к нанесению антикоррозионного покрытия следует начинать после окончания монтажных, сварочных работ и гидравлического испытания. При проведении работ, связанных с подготовкой и нанесением материалов фирмы «HEMPEL», подготовкой поверхности под покрытие необходимо соблюдать требования техники безопасности и пожарной безопасности, изложенные в СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования», СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство», СНиП III-42-80*, «Правила техники безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», Москва, Недра, 1979 г., ППБ 01-03, ВППБ 01-05-99.

Запрещается производить окраску:

- при резких переменах температуры, когда на окрашиваемой поверхности конденсируется значительное количество влаги;

- при отрицательной температуре; при солнцепеке (температура в тени +30 °С);

- во время дождя или снегопада;

Цветовая гамма покрытий: металлоконструкции резервуара, кольцевая лестница, площадки обслуживания, технологический трубопровод - белого цвета. Трубопровод кольца охлаждения стенки резервуара и стояки подвода воды, надписи «ОГНЕОПАСНО», тип, номер резервуара, утвержденный логотип ОАО «АК «Транснефть» и фирменный знак в цвета утвержденные ОАО «АК «Транснефть».

2.8  Внутренняя    антикоррозионная    защита    резервуара    и

Оборудования

Антикоррозионную защиту РВС-10000 № 2 необходимо производить после гидравлического испытания, по предварительно подготовленной поверхности резервуара, согласно РД 413160-01-01297858-02 и п.10.8 «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуара и ввода в эксплуатацию».

Антикоррозионную защиту всей внутренней поверхности резервуара, оборудования и трубопроводов внутри резервуара выполнить двухкомпонентным эпоксидным материалом «HEMPADUR 85671» (Дания) в три - четыре слоя:

Внутреннее антикоррозионное покрытие наносить согласно технологической инструкции ТИ 413160-02-01297858-02 по защите от коррозии внутренней поверхности резервуаров для хранения нефти с применением покрытий на основе эпоксидных материалов. Требования к подготовке поверхности к покраске согласно требованиям к подготовке поверхности для покрытия материалами «HEMPEL».

2.9     Наружная     антикоррозионная    защита     резервуара     и трубопроводов

Защита от коррозии наружной поверхности металлоконструкций резервуара, шахтной лестницы, площадки обслуживания, трубопроводов кольца охлаждения, кольца растворопровода со стояками подвода к ГПСС, оборудования резервуара предусмотрено выполнить двухкомпонентным (эпоксидно-полиуретановым) материалом «HEMPADUR»:

грунтовка «HEMPADUR Zn 17360» - 50 мкм (1 слой);

«HEMPADUR Mastic 45880+» -150 мкм (1 слой);

«HEMPATHANE Topcoat 55210» - 50 мкм (1 слой).

Антикоррозионное покрытие необходимо производить по предварительно подготовленной поверхности резервуара, оборудования и трубопроводов согласно РД 413160-01-01297858-02. Требования к подготовке наружной поверхности к покраске согласно требованием к подготовке поверхности для покрытия материалами «HEMPADUR».

2.10 Контроль качества антикоррозионного покрытия

Контроль качества антикоррозионного покрытия внутренней и наружной поверхностей резервуара должен выполняться согласно требованиям РД 413160-01-01297858-02 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров».

Контроль качества:

- качество подготовки поверхности (визуально с оформлением акта на скрытые работы):

  1.  частичное обезжиривание;
  2.  абразивная обработка;
  3.  обеспыливание.
  4.  внешний вид покрытия - визуально (не допускаются потеки, пузырьки, включения, механические повреждения);
  5.  адгезия (методом решетчатого надреза по ГОСТ 15140-78*);
  6.  толщина нанесенного покрытия (послойно и всего покрытия) - толщиномерами марки МИП;
  7.  контроль сплошности - искровой дефектоскоп, низковольтный дефектоскоп типа - «мокрая губка».


3 Насосный цех

3.1 Насосный цех НПС «Малая Пурга»

Рисунок 5 – Нефтенасосная НПС «Малая Пурга»

Нефтенасосная НПС «Малая Пурга» была построена в 1979г. Здание представляет собой одноэтажную конструкцию, площадью в 504 м2. В нее входит 4 – насоса НМ – 2500x230 (первая цифра означает производительность, в м3/час, вторая цифра - напор, в метрах водного столба) с электрическим двигателем СТД 3000, а так же системы отопления, вентиляции, канализации,  электроосвещения, силовое электрооборудование, пожарная сигнализация, связь. Марка НМ – 2500x230 была изготовлена в 1977г.  П/9В 2848 в г. Сумы.

Техническая характеристика оборудования: Q = 2500 м3/ч, H = 250 м, n = 3000 об/мин.

Основные узлы магистральных насосов: корпус, крышка, ротор, вал насоса, рабочее колесо, подшипники скольжения, радиально-упорные подшипники, торцовые уплотнения, соединительная муфта зубчатая или пластинчатая.

Основные насосы НМ - центробежные, одноступенчатые, горизонтальные, спирального типа. Рабочее колесо (8) насоса с двухсторонним входом обеспечивает разгрузку ротора от осевых усилий. Остаточные осевые усилия воспринимаются радиально-упорным подшипником (2), установленным рядом с задним подшипником скольжения. На другом конце ротора имеется зубчатая или упругая муфта для соединения с электродвигателем. Опорами ротора являются подшипники скольжения (3 - передний подшипник, 10 - задний подшипник), к которым принудительно подаётся масло от централизованной системы смазки.

Для уменьшения утечек жидкости в месте контакта вала и корпуса насоса устанавливаются концевые уплотнения ротора - механические, торцевого типа, рассчитанные на рабочее давление 4,9 МПа. Конструкция насосов рассчитана на работу по последовательной схеме соединения четырех насосов. При этом давление в патрубке последнего работающего не должно превышать 7,4 МПа.

Чтобы снизить давление в камере торцевых уплотнений и охладить её, предусмотрена система разгрузки, состоящая из промежуточного уплотнения (обычно щелевого) трубопроводов системы разгрузки; в состав последней также входит задвижка, обратный клапан, сборная ёмкость и насосы откачки из ёмкости.

Система маслоснабжения – предназначена для принудительной подачи масла в подшипники магистральных нефтяных насосов и электродвигателей. В качестве смазки применяется турбинное масло ТП-30,ТП-22.

Рисунок 6 – Устройство насоса типа МН

1 - корпус; 2 - радиально-упорный подшипник; 3 - передний подшипник скольжения; 4 - ванна для сбора утечек; 5 -  торцевое уплотнение; 6 - винтовой импеллер; 7 - крышка насоса; 8 - рабочее колесо; 9 - крышка; 10 – задний подшипник скольжения; 11 -муфта сцепления; 12 - маслопровод; 13 - трубопровод для сбора утечек.

Таблица 2 -  Насосные станции для перекачки нефти или нефтепродуктов

Коли-чество насо-сов

Порядок их соединения

Характер работы (из насоса в насос, из резервуара)

Давление на приеме в атм.

Давление на выкиде в атм.

Производительность м3 час.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

4

Последова-тельно

из насоса в насос

2,5

10

57(60,5)

52

2500

2500

2

параллельно

из резерву-ара

0,5

0,5

10

10

10

2500

Насосы

Тип и марка

Наимено-вание завода изготови-теля

год изгот.

год устан

Производительность м3 час.

Напор в м.ст. жидкости

Но-мер агр.

Чис-ло обор.

Какие жид. Пере-кач.

по пасп.

факт

по пасп

факт

НМ-2500-230

П/9В 2848

г. Сумы

1977

1979

2500

2500

230

230

11,12,

13,14

3000

нефть

Вар-тинг-тон

Австрия

1996

1990

2500

2500

80

80

1,2

1500

нефть

для основной перекачки

Тип и марка

Наименование завода изготовителя

год изгот.

год устан

Производи-тельность м3 час.

Напор в м.ст. жидкости

Но-мер агр.

Чис-ло обор

Какие жид. Пере-кач.

по пасп.

факт

по пасп

факт

НМ-2500-230

П/9В 2848

г. Сумы

1977

1979

2500

2500

230

230

11,12,

13,14

3000

нефть

НПВ 2500-

80

По УРАЛГИДРОМАШ

1996

1996

2500

2500

80

80

1,2

1500

нефть

для вспомогательных целей

6 кВ

Лебедянский

1975

1979

762

162

32,5 в.с

32,5в.с

4239

1450

вода

Ш 40-6-78/4-1

1976

1979

18

18

4,0

4,0

4330

970

масло

Ш 5-25

1976

1979

3,0

3,0

6,0

6,0

2710

1400

масло

цирк. насос

VPM 65-315

Nopmi Mako

Фин-ляндия

1981

1981

65

65

6,15

3,15

1,2,

3,4

3000

вода

насос под-пит.

1981

1981

10

10

5,5

5,5

1,2,

3,4,

3000

вода

3.2 Средства контроля и защиты насосного агрегата

Надежную работу нефтепродуктопровода обеспечивает защита насосной станции, включающая приборы контроля, защиты и сигнализации, установленные на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании. Защита предохраняет насос от вибрации, подшипники агрегата от перегрева и работы насоса в кавитационном режиме, а также от чрезмерной утечки жидкости через уплотнения.

Работа оборудования на высоких скоростях требует бесперебойной подачи смазки и эффективной системой теплового контроля узлов с трущимися деталями (подшипников и уплотнений вала насоса, подшипников электродвигателя), а также корпусов насоса и электродвигателя.

Производятся следующие виды контроля:

  1.  контроль давления на всасывании и нагнетании насосов, для основных насосов насосной НПС «Малая Пурга» ;
  2.  контроль электрических параметров работы электродвигателей;
  3.  тепловой контроль корпуса насоса;
  4.  тепловой контроль корпуса электродвигателя;
  5.  контроль давления масла в системе смазки;
  6.  тепловой контроль узлов с трущимися деталями (подшипники и уплотнения вала насоса, подшипники электродвигателя).
  7.  тепловой контроль входящего в электродвигатель и выходящего из него воздуха.

3.3 Система контроля загазованности

Кроме систем защиты насосного агрегата в насосном цехе установлены газоанализаторы, контролирующие концентрацию паров перекачиваемых нефтепродуктов. При достижении критического предела загазованности (объемная концентрация паров нефтепродуктов составляет 20 %) подаются звуковой и световой сигналы на центральный диспетчерский пункт. При отсутствии соответствующих действий со стороны обслуживающего персонала и достижении объемной концентрации паров нефтепродуктов 30% автоматика останавливает перекачку.

3.4 Система вентиляции помещений насосной станции

В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой расположенной в подвале и вытяжной камерой расположенной на чердаке

Приточные системы механической вентиляции состоят из следующих конструктивных элементов:

  1.  воздухоприемного устройства через которое наружный воздух поступает в приточную камеру;
  2.  сети каналов и воздуховодов по которым воздух вентилятором распределяется по отдельным вентилируемым помещениям;
  3.  регулирующих устройств в виде дроссель-клапанов устанавливаемых в воздухоприемных устройствах на ответвлениях воздуховодов и в каналах

Вытяжные системы механической вентиляции состоят из следующих элементов:

  1.  жалюзийных решеток и специальных насадок, через которые воздух из помещений  поступает в вытяжные каналы;
  2.  вытяжных каналов по которым воздух, извлекаемый из помещений транспортируется в сборный воздуховод;
  3.  сборных воздуховодов соединенных с вытяжной камерой;
  4.  вытяжной камеры, в которой установлен вентилятор с электродвигателем;
  5.  оборудования для очистки воздуха, если удаляемый воздух сильно загрязнен;
  6.  вытяжной шахты служащей для отвода в атмосферу воздуха извлекаемого из помещений;
  7.  регулирующих устройств (дроссель-клапанов)      

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную и корпуса электродвигателей.

В блоке установлены:

  1.  два приточных вентилятора для обеспечения воздухообмена  и обогрева помещения нефтенасосной;
  2.  два подпорных вентилятора для создания избыточного давления воздуха в  корпусе электродвигателя;
  3.  водяные калориферы на каждый вентилятор, через которые засасывается воздух и вентиляционных камер, для подогрева воздуха;
  4.  тепловой узел для распределения тепла.

Оборудование вентиляционных систем  работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

Для очистки воздуха от пыли при его запыленности более 0,2 мг/м3 установлены фильтры ячейковые  . Подаваемый воздух подогревается до 10С (в холодный период года) в калориферных установках.

3.5  Система маслоснабжения

Система маслоснабжения насосного цеха является общецеховой с закрытым контуром и с самотечным отводом масла от подшипников. Эта система работает на все агрегаты, полностью герметична, циркуляционного типа. Масло подается принудительно при помощи двух насосов Ш-40, с подачей Q=19,5м3/час, напором Н=5 м.

Турбинное масло перед поступлением в подшипники проходит через маслохолодильники. Масло в маслохолодильниках охлаждается водой.

Система смазки соединена с аккумулирующим баком, объемом v=0,8 м3. При внезапной остановке насосов масло подается в подшипники с аккумулирующего бака. Аккумулирующий бак находится на высоте 3,5 м.

Система охлаждения масла - служит для охлаждения турбинного масла в маслохолодильнике, охлаждается водой. Вода охлаждается в градирне. Для дополнительного охлаждения воды смонтированы два вентилятора, которые включаются автоматически.

К охлаждающей воде предъявляются определенные требования: содержание взвешенных механических примесей - менее 25 г/м3, карбонатная жесткость - менее Змг; допустимое содержание масла следы, свободные минеральные и органические кислоты— отсутствуют. Жесткость воды определяется наличием в ней солеи кальция и магния.


4 Насосы откачки утечек

4.1 Насосы откачки утечек

Рисунок 7 – Насосы откачки утечек

Два насоса Вортингтон 6 WUCN-6-ind были созданы  и запущенны в эксплуатацию в 1979г.

Техническая характеристика оборудования: Q = 40м3/ч, H=332м, n=2950об/мин.

Система откачки утечек предназначена для сбора и закачки в технологический трубопровод утечек нефти, которые образуются при следующих факторах:

  1.  опорожнение при ремонте магистральных агрегатов, подпорных агрегатов, регулирующих заслонок, фильтров – грязеуловителей;
  2.  при аварийных ситуациях в насосном зале, на регулирующих
  3.  заслонках, на фильтрах – грязеуловителях и в резервуарном парке;
  4.  дренирование в зимний период подтоварной воды с регулирующих заслонок, фильтров – грязеуловителей.

В систему откачки утечек входят: запорная арматура, емкость утечек, насосы и технологические трубопроводы.

Принцип работы: нефть поступает в емкости системы утечек. При накоплении нефти в емкостях до определенного уровня включаются насосы откачки утечек и производят закачку нефти в технологические трубопроводы.

Рисунок 8 – Емкости утечек


5 Вспомогательные системы НПС

Вспомогательные системы НПС служат для нормального функционирования магистральной насосной станции и должны всегда находиться в исправном работоспособном состоянии.

К вспомогательным системам НПС относятся системы:

  1.  пенного пожаротушения;
  2.  водоснабжения;
  3.  канализации;
  4.  теплоснабжения.

5.1 Cистема пенного пожаротушения

Система пенного пожаротушения включает в себя:

  1.  станция пенотушения №3 , с насосами типа ЦНC 60-132 (рабочий и резервный), для пожаротушения нефтенасосной, 2 насоса ВКС 10/45 для перемешивания пенораствора в системе, 3 бака-дозатора мембранного типа БДП-10000Г с пенообразователем "Мультипена", два резервуара запаса воды РВС –400, распределительная сеть трубопроводов с установленной электроприводной и ручной запорной арматурой.
  2.  блок-бокс пенотушения №2 для резервуарного парка, три насоса типа К90/85 предназначенных для подачи раствора в РП и три насоса К 90/85 для охлаждения резервуаров РВС-10000 №1-5;
  3.  емкости с запасом пенообразователя объемом 8м³и 6м³;
  4.  пожарные гидранты ПГ-3,6,9,11.13-вода, ПГ-1,2,4,5,7,8,10,12,14,15,16-пена;
  5.  пеногенераторов  для получения пены ГПСС-2000 в каждом резервуаре по 2шт;
  6.  распределительная сеть трубопроводов с установленной электроприводной и ручной запорной арматурой;
  7.  систему автоматики пенотушения типа КТС-2000 и пожарной сигнализации объектов НПС.

При поступлении сигнала "пожар" из любого защищаемого объекта, автоматически включается один из насосов САПТ №2 или САПТ №3 подающий раствор пенообразователя в напорный коллектор к месту возгорания.

5.2 Cистема водоснабжения НПС

Система предназначена для бесперебойного снабжения производственных и бытовых объектов водой в требуемых количествах и требуемого качества, а также для обеспечения нужд пожаротушения, в том числе охлаждение резервуаров с нефтью.

В состав системы водоснабжения для технических нужд входят:

  1.  артезианская скважина;
  2.  водопровод Горьковской ж/д;
  3.  водонасосная;
  4.  водопроводные сети;
  5.  резервуары запаса воды;

В состав системы водоснабжения для питьевых  нужд входит водопровод Малопургинского ППЖКХ.

5.3 Канализация НПС

Канализация НПС подразделяется на производственно-ливневую и хозяйственно-бытовую.

Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных объектов и служит для сбора:

  1.  дренируемой подтоварной воды с РВСП-10000;
  2.  атмосферных осадков с каре РП и технологических площадок;

В хозяйственно-бытовую канализацию сбрасываются сточные воды от служебных и производственных зданий, столовых, санитарных узлов и т.д.

5.4 Теплоснабжение производственных и административных зданий

Теплоснабжение НПС осуществляется по тепловым сетям от котельной НПС. Для передачи теплоты потребителям применяют сети теплоснабжения с параметрами теплоносителя  до 80 °С. Способы прокладки сетей - надземная.


6 Порядок приема и сдачи нефти

Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

Содержание свободного газа в нефти не допускается. В случае обнаружения в принимаемой партии нефти свободного газа прием нефти прекращают.

При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти и Паспорт качества нефти.

Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приёма-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон.

  1.   Определение массы нефти с применением СИКН

Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН определяют согласно РД 153-39.4-042.

При приёме-сдаче нефти по показаниям СИКН применяют следующие основные методы измерений:

  1.  косвенный метод динамических измерений с применением преобразователей объёмного расхода (далее - ПР), включая ультразвуковые, и поточных преобразователей плотности;
  2.  прямой метод динамических измерений с применением массомеров.  

При измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

  1.  объема йефти (мЗ), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиями приведенного к стандартным условиям;
  2.  объема нефти (мЗ), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;
  3.  плотности нефти (кг/мЗ), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;
  4.  массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

  1.  объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;
  2.  объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ .

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

При измерениях прямым методом динамических измерений массу брутто нефти измеряют массомерами и автоматически регистрируют результаты измерений массы нефти (в тоннах), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

  1.   Вычисление массы нетто нефти

Массу нетто нефти Мн, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы балласта т, т, по формуле:

,

где    WВ – массовая доля воды в нефти, %;

WМП – массовая доля механических примесей в нефти, %;

WХС – массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле:

 ,

где    – концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3;

– плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м3.

Если измеряют не массовую, а объёмную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

,

где    – объемная доля воды в нефти, %;

в – плотность воды, кг/м3 (принимают равной 1000 кг/м3).

Измерения массы брутто нефти на ПСП при приеме (сдаче) проводят следующими методами по ГОСТ Р 8.595:

  1.  прямым методом динамических измерений;
  2.  косвенным методом динамических измерений;
  3.  прямым методом статических измерений;
  4.  косвенным методом статических измерений;
  5.  косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

Технологическую обвязку и запорную арматуру СИКН (система измерения контроля нефти) содержат технически исправными и не допускают перетока и утечки нефти. При этом обеспечен контроль отсутствия утечек с помощью врезных вентилей, установкой заглушек или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при проведении контроля метрологических характеристик расходомеров.

Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей стороны, входящей в состав соответствующего ПСП.

Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные и периодические испытания. Приемосдаточные испытания проводят один раз в смену.

Периодические испытания проводят в сроки, согласованные принимающей и сдающей нефть сторонами, но не реже одного раза в 10 дней.

По таким показателям как: массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО МН), массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, выход фракций, содержание хлорорганических соединений, массовая доля парафина.

Показатели «выход фракций» и «массовая доля парафина» определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт.

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517. Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти. Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517.

Арбитражную (контрольную) пробу нефти хранят в соответствии с ГОСТ 2517 и ГОСТ 1510. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний и в срок не более срока хранения арбитражной пробы, проводят испытания (вскрытие) арбитражной пробы. Снятие с хранения арбитражной пробы нефти проводят в присутствии принимающей и сдающей сторон с оформлением Акта снятия с хранения арбитражной пробы нефти, подписанного уполномоченными лицами от принимающей и сдающей стороны и соответствующей записи в журнале хранения арбитражных проб. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными.

Количество сданной и принятой нефти на ПСП измеряют по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени.

  1.  Определение массы нефти в нефтепроводах

Массу (брутто) нефти, находящейся в трубопроводе, определяют как суммарную массу нефти на отдельных участках трубопровода. Полученный результат округляют до целого значения тонн:

,                                                                       

где    n – число участков;

Муч – масса (брутто) нефти на отдельном участке трубопровода, определяемая как произведение геометрического объема внутренней полости участка трубопровода на среднее значение плотности нефти на данном участке:

,

а для самотечных участков трубопровода:

,                                                               

где     Vуч – вместимость участка трубопровода, м3;

ср – среднее значение плотности нефти на участке, кг/м3;

К3 – коэффициент заполнения трубопровода, определяемый по приложению М.

Расчетные участки выбирают таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0,3 МПа.

С учетом влияния средних для данного участка значений температуры и давления вместимость участка трубопровода рассчитывают по формуле:

,

где     Vгр – вместимость участка трубопровода по градуировочной таблице, м3;

Кt – коэффициент, учитывающий влияние температуры (значения коэффициента приведены в таблице Н.1 приложения Н);

Кр – коэффициент, учитывающий влияние давления.

Градуировочные таблицы на линейную часть трубопровода и технологические трубопроводы составляют по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из внутреннего диаметра и длины участка трубопровода.

Градуировочные таблицы корректируют при изменении длины или диаметра трубопровода. Таблицы утверждает главный инженер ОАО (ООО) МН. К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметра, толщины стенки и длины трубопровода.

Средние для данного участка значения температуры, давления и плотности нефти, находящегося в линейной части магистрального нефтепровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка нефтепровода во время проведения инвентаризации:

,

,

.

Для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью:

,

где   нач, кон – плотности нефти, измеренные в начале и конце участка и приведенные к средней температуре и среднему давлению, кг/м3;

Рнач, Ркон – давления, измеренные в начале и конце участка, МПа;

Tнач, tкон – температуры, измеренные в начале и конце участка, С.

Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, в начале участка наблюдалось изменение плотности (приведенной к одной температуре) более, чем на 5 кг/м3, среднее значение плотности рассчитывают по формуле

,

где     Vуч – вместимость трубопровода по формуле ;

Qj – объем j-й партии, измеренный в начале участка;

j – плотность j-й партии, измеренная в начале участка;

k – число партий, необходимых для заполнения участка трубопровода.

Требуемое число партий k определяют из условия:

,

где  ,  – коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти, определенные в соответствии с МИ 2632, С–1 и МПа–1 соответственно.

Массовую долю балласта mтр, %, содержащегося в нефти, находящейся в нефтепроводе, рассчитывают как средневзвешенное значение соответствующих величин, определенных в начале участка нефтепровода на момент его заполнения нефтью:

,                 

где    mj – массовая доля балласта в начале участка нефтепровода на момент его заполнения, %;

Мтр – масса нефти (брутто), находящейся в трубопроводе, т;

Мj – масса j-й партии, т.

Соответственно, масса нефти нетто в линейной части магистрального трубопровода и в технологических трубопроводах (фактическое наличие нефти) составляет:

.                                                      


Заключение

В ходе преддипломной практики, я закрепил теоретические знания, полученные во время лекционного курса.

Практика проходила на НПС «Малая Пурга». Мною были изучены нормативные документы предприятия, его паспорт и должностные инструкции. Во время преддипломной практики мне довелось пронаблюдать как качественно и слаженно работает персонал, как ответственно он относиться к своей работе.

Осознавая ответственность перед обществом, компания уделяет большое внимание вопросам рационального использования природных ресурсов и экологической безопасности производства.


Список используемых источников

  1.  http://www.transneft.ru
  2.  Паспорт НПС «Малая Пруга»
  3.  Краткие лекции для диспетчеров и операторов
  4.  Технологический регламент НПС «Малая пурга»




1. ЗАДАНИЕ К СЕМИНАРУ ЗАОЧНИКОВ ЛМФ ПО ИРНТ Понятия- наука техника технология
2. Детский сад комбинированного вида 39 Золотая рыбка Все профессии нужны в
3. ходатайство с просьбой принять студентов на практику Не менее чем за 2 недели до начала прохожден
4.  2012 г
5. правовой формы размера формы собственности и т
6. Специфика системного метода исследовани
7. The sum is- followed by the vlue of vrible sum cout [[
8. Контрольная работа- Типы организационных структур, ресурсы организации
9. тематический анализ 1
10. правовой статус органов исполнительной власти
11. Общаться с ребенком1
12. Амортизация основных фондов
13. тема відліку. Шлях і переміщення
14. Определение рыночной стоимости имущественного здания административно-организационного типа ОАО Бенефис
15. Кристаллы
16. Позитивизм и географическая наука ХIХ века
17. Статья учителя музыки ГБОУ школы 568 Хромовой И
18. Основное производство отражает величину- затрат отчетного периода затрат в незавершенном производ.html
19. Тема- Патогенні мікроорганізми План- Специфічність вірулентність і токсичність патогенних мікроорга
20. Модуль упругости Коэффициент Пуассона Коэффициент теплового расширения

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе