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.