Производственно-технологическая связь

Ведомственная производственно-технологическая сеть связи магистральных нефтепроводов состоит из линейных и станционных сооружений.

К линейным сооружениям относятся магистральные, зоновые и местные кабельные, воздушные, радиорелейные линии связи.

К станционным сооружениям относятся узлы связи, радиорелейные станции, наземные станции спутниковой связи с антенно-фидерными системами.

Линии производственно-технологической связи входят в состав линейных сооружений нефтепровода, служат для централизованного управления и являются технической базой для ЕАСУ.

Энергоснабжение узлов связи и радиорелейных станций должно осуществляться как потребителей I категории (Для отдельных узлов связи как исключение допускается электропитание как потребителей II категории).

Для осуществления местной связи на территории НПС, НБ строится комплексная кабельная телефонная сеть.

Для внутрипроизводственных нужд на НПС, НБ могут быть установлены диспетчерские и служебного назначения громкоговорящие установки.

Техническую эксплуатацию ведомственной производственно-технологической сети связи магистральных нефтепроводов осуществляет специализированное предприятие связи. Специализированное предприятие связи обеспечивает ДАО МН технологической и оперативно-производственной связью.

Технологические виды связи:

- диспетчерская телефонная связь центрального диспетчерского пункта Компании с территориальными диспетчерскими пунктами ОАО МН;

- диспетчерская телефонная связь между ТДП ОАО МН и районными диспетчерскими пунктами филиалов ОАО МН и НПС;

- диспетчерская телефонная связь РДП филиалов ОАО МН с операторами НПС, наливными станциями, нефтебазами, приемно-сдаточными пунктами, ремонтно-восстановительными и эксплуатационными службами МН, камерами пуска и приема очистных устройств, пунктами контроля и управления (ПКУ) узлами задвижек на линейной части нефтепроводов, линейными ремонтерами (обходчиками), специальными транспортными средствами, а также с головными сооружениями промыслов и смежными РУМН;

- диспетчерская селекторная связь РДП филиалов ОАО МН с операторами НПС, наливных станций, нефтебаз, ПСП;

- селекторная связь для совещаний Компании с ОАО МН;

- селекторная связь для совещаний ОАО МН с филиалами;

- селекторная связь для совещаний филиалов ОАО МН с НПС;

- каналы связи линейной телемеханики;

- каналы связи станционной телемеханики;

- радиотелефонная УKB связь.

Оперативно-производственная связь:

- оперативно-производственная телефонная и факсимильная (документальная) связь (междугородная);

- оперативно-производственная телефонная и факсимильная связь  (местная);

- доступ к информационным ресурсам;

- каналы связи вычислительной сети ЕАСУ;

- радиотелефонная связь с подвижными объектами (связь с ремонтным персоналом на трассе).

Диспетчерская связь и каналы для телемеханики должны действовать круглосуточно. В случае повреждения предусматривается резервирование путем предоставления обходных путей или замен за счет использования всех возможностей сети связи, включая использование каналов связи других операторов связи.

 Радиотелефонная связь, организованная на базе УКВ радиостанций, должна обеспечивать устойчивую двухстороннюю связь с обслуживающим персоналом, находящимся на трассе МН.

Организация связи на период ликвидации аварий и их последствий на объектах МН осуществляется в соответствии с иинструкциями по организации связи на период ликвидации аварий, повреждений и их последствий на объектах магистральных нефтепроводов.

Организация связи при проведении ремонтных работ на объектах МН должна осуществляться в соответствии с положениями о совместных действиях по организации связи при производстве работ на объектах ОАО МН.

 Перечень сведений, разрешенных к открытой передаче по радиотелефонной связи на предприятиях транспорта нефти, определяется Компанией.

Каналы связи для телемеханики.

Некоммутируемые каналы связи для телемеханики могут быть организованы по радиоканалам, кабельным и оптоволоконным линиям связи.

Каналы связи для телемеханики должны удовлетворять "Нормам на электрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновых первичных сетей" и требованиям ГОСТ 21655.

Используемые средства телемеханики должны позволять работу по выделенным каналам в системах проводной, радио и радиорелейной связи. Уровни приема и передачи должны соответствовать ГОСТ 21655.

В зависимости от канала связи рекомендуется использовать определенные скорости передачи информации.

Обслуживание боксов и узлов КИП и АСУ ТП линейной службой эксплуатации.

Согласно ОР-23.040.00-КТН-223-010 «Порядок организации и планирования работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводов нефтеперекачивающих станций», ЛЭС занимается обслуживанием узлов и блок-боксов ПКУ с системами КИП и АСУ ТП в следующих объемах.

1. Проверка коверов вантузов, колодцев КИП и А, блок – боксов ПКУ и ограждений с целью:

· проверки целостности перекрытия, стен, запорных устройств и исправности площадок обслуживания, лестниц и скоб, щита – указателя;

· состояния водонепроницаемого уплотнения в месте прохода трубопровода

Эти проверки выполняются обходчиком ЛЭС ежедневно.

2. Осмотр и утепление блок-боксов ПКУ , выполняются ЛЭС 1 раз в год, подготовка к зиме. .

3. Техобслуживание ТО 1, ТО 2 корневого вентиля узла отбора давления (согласно РД-75.000.00-КТН-079-10) . ТО1- один раз в квартал; ТО2- два раза в год во время подготовки к весенне-летнему и осенне-зимнему периодам. Выполняется ЛЭС.

Проведение других работ службой ЛЭС и, в частности, трубопроводчиками линейными, на колодцах КИП и А и АСУ, блок-боксах ПКУ Регламентом не предусмотрены.

Оборудование НПС

Нефть – это ценное сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Но, для того чтобы она из категории полезных ископаемых перешла в категорию сырья, нефть надо доставить на переработку.

       Существует три основных вида транспорта нефти – водный, железнодорожный и трубопроводный.

       Водный транспорт нефтиосуществляется с помощью наливных барж и танкеров. Эксплуатационные затраты на транспортировку нефти в пересчете на 1 тонно-километр сравнительно невелики. Однако водный путь, как правило, самый протяженный из всех возможных, что существенно удорожает доставку нефти. Велики и капитальные вложения в данном случае. Речной транспорт в нашей стране носит сезонный характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов надо строить дополнительные емкости для накапливания нефти на межнавигационный период.

       Железнодорожный транспорт нефти осуществляется в цистернах. Новое строительство железнодорожной сети для перевозки нефти по сравнению с другими видами транспорта заведомо экономически нецелесообразно.

       Кроме того, доставка больших количеств нефти в одном направлении, во-первых, требует значительного количества цистерн, а во-вторых, обуславливает пробег пустых цистерн в обратном направлении. В связи с этим железнодорожный транспорт нефти применяют на уже существующей сети при относительно небольших объемах и дальности перевозок.

       Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд очевидных преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным:

●    трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта; она может быть проложена практически в любой местности между любыми пунктами, находящимися на сколь угодно большом расстоянии друг от друга;

●    трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта – непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и потребителей нефти, позволяет ограничить запасы нефти в начале и в конце трассы;

●    потери нефти на трубопроводном транспорте наименьшие по сравнению с потерями при других способах доставки;

●    трубопроводный транспорт наиболее механизирован и автоматизирован;

●    позволяет использовать сельскохозяйственные земли по назначению после окончания строительства.

       Недостатками трубопроводного транспорта являются крупные капитальные вложения в строительство сразу, значительный расход нефти на первоначальное заполнение нефтепровода.

Объекты, входящие в состав ГНПС и НПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектамосновного назначения относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектамвспомогательногои подсобно-хозяйственного назначения относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) располагается вблизи нефтепромыслов. ГНПС состоит из основных комплексов сооружений:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная станция;

- основная насосная станция.

Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

- узел учета нефти;

- узел предохранительных клапанов на линии приёма НПС;

- узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и   

  подпорной насосной;

- узел регулирования давления;

-     узел подключение НПС к нефтепроводу (узел приёма и пуска СОД).

На ГНПС осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

Нефть с промыслов поступает на ГНПС и проходит последовательно площадку фильтров-грязеуловителей (ФГУ), где очищается от относительно крупных механических включений, узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с промыслов нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).

Из резервуарного парка нефть отбирается насосами подпорной станции (ПНС) и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции (НС). Между ПНС и НС нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.

Промежуточная нефтеперекачивающая станция (ПНПС) предназначена для повышения напора перекачиваемой нефти с целью ее дальнейшей транспортировки.

В состав промежуточной НПС входят:

-   узел подключения к магистрали;

-   фильтры-грязеуловители (ФГУ);

-   система сглаживания волн давления ССВД

-   магистральная насосная станция (НС);

-   узел регулирования давления (УР).

Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС), через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГУ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем после магистральной насосной станции (НС) вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

Технологический процесс перекачки нефти по МН может осуществляться в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-093-08, по следующим схемам:

●    «по-резервуарно» - применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти при вытеснении (освобождении) нефти из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти до следующего резервуарного парка МН или установки НПЗ;

●    «через резервуары» - весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров - применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы).

Преимущества этих схем перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными жесткой гидравлической зависимостью, поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способность к бесперебойной поставки нефти потребителю.

Недостатокэтих схем перекачки – высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при «дыханиях» резервуаров, связанные с выбросами паров нефти в атмосферу.

●    «из насоса в насос» - применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары.

Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потерями. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков.

Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

●    «с подключенными резервуарами» - применяется на ЛПДС (НПС) с резервуарным парком для компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.

Основное оборудование НПС

Резервуары НПС

Поскольку эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, то это обеспечивает большую устойчивость функционирования системы МН так как в течение некоторого времени (в случае проблем с перекачкой из соседнего участка) каждый эксплуатационный участок может вести перекачку нефти независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

К резервуарам, предназначенным для хранения нефти и нефтепродуктов предъявляются следующие требования:

герметичность;

● несгораемость;

● надёжность (работоспособность, безотказность);

● экономичность;

● индустриальность, т.е. отдельные элементы резервуаров должны изготовляться в заводских условиях и легко монтироваться на строительной площадке.

Всем приведенным выше требованиям в большей степени отвечают резервуары типа РВС.

       Основное назначение резервуарного парка – выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами МН .Резервуарный парк компенсирует разбаланс производительности промыслов и магистралей.

       Вторая роль, отводимая резервуарному парку – роль аварийной емкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.

       Третье назначение парка – подготовка нефти для транспорта по нефтепроводу (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение нефтей и др.)

       Суммарный, полезный объем резервуарных парков составляет:

●    для ГНПС магистрального нефтепровода 2-3 суточного объема перекачки;

●    для ГНПС эксплуатационного участка 0,3-0,5 суточного объема перекачки;

●    для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приемо-сдаточные операции 1-1,5 суточного объема перекачки.

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

● на головной НПС;

●   на границах эксплуатационных участков;

● в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

●     по материалу, из которого они изготовлены:

-      металлические;

-      неметаллические (железобетонные, резинотканевые, из синтетических материалов, ледогрунтовые, каменные, земляные, емкости в соляных пластах, в горных выработках);

●     по технологическим операциям: резервуары для хранения маловязких высокоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов, резервуары для хранения высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары для смешивания, резервуары – отстойники и др.;

●     по величине рабочего избыточного давления в газовом пространстве резервуара:

-      резервуары низкого давления, в которых давление внутри резервуара мало отличается от атмосферного Р_и ≤ 2,0 кПа;

-      резервуары повышенного избыточного давления 2,0 ≤ Р_и > 7,0 кПа;

-      резервуары высокого избыточного давления Р_и ≥ 7,0 кПа;

-      величина рабочего вакуумметрического давления от 0,2 до 2,5 кПа;

●     по отношению к поверхности земли:

-      наземные;

-      надземные;

-      подземные;

●   по конструкции:

а) стальные резервуары:

-    вертикально-цилиндрические (РВС) cо стационарными крышами;

-    горизонтально-цилиндрические (РГС);

-    с плавающими крышами и с понтонами;

-    шаровые;

-    емкости сложных конструкций (каплевидные, торовые и т.д.);

б) железобетонные резервуары могут быть выполнены из монолитного или сборного железобетона, по виду они бывают цилиндрические и прямоугольные в плане.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Вертикальныестальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) представляют собой (см. рисунок 11.1) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³.

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница,

5 – днище.

Рисунок 11.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³со щитовой кровлей

Недостатком такой конструкции является высокая скорость испарения нефти (летучих фракций).

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами. При этом также возникают проблемы электризации-заземления, возможного заклинивания или потопления понтона, но эти проблемы более просто решаются.