Магистральный нефтепровод как объект управления

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Система магистральных нефтепроводов складывается на протяжении длительного времени, начиная с появления первых предприятий по переработке нефти. Она не является завершенным объектом, а находится в состоянии постоянного изменения и развития. В системе магистральных нефтепроводов получила отражение практически вся история промышленного развития страны. Поэтому безопасность системы магистральных нефтепроводов во многом определяется и объясняется историей развития нефтяной промышленности. Объекты, построенные много лет назад и вобравшие в себя особенности технического уровня развития того времени, до сих пор находятся в эксплуатации. Технические несовершенства в период строительства дают о себе знать и создают и будут создавать определенную напряженность, пока эти объекты, находятся в эксплуатации. Поэтому, чтобы лучше понять проблемы промышленной безопасности системы магистральных нефтепроводов, этот вопрос следует рассматривать параллельно с историей ее создания и развития в целом. [1]

Системы магистральных нефтепроводов как объект управления предназначены для перекачки больших объемов нефти от поставщиков к многочисленным потребителям, находящимся как внутри, так и за рубежами страны. Управление процессами перекачки для таких систем подчинено жесткому требованию, а именно, управление должно обеспечивать выполнение планов сдачи нефти по всем потребителям системы, а также выполнение планов приема нефти от поставщиков за некоторый плановый период. [3]

Системы магистральных нефтепроводов предназначены для перекачки больших объемов нефти от поставщиков к многочисленным потребителям, находящимся как внутри, так и за рубежами страны. Управление процессами перекачки для таких систем подчинено жесткому требованию, а именно, управление должно обеспечивать выполнение планов сдачи нефти по всем потребителям системы, а также выполнение планов приема нефти от поставщиков за некоторый плановый период времени. [5]

Система магистральных нефтепроводов ОАО АК Транснефть в настоящее время является основой российского нефтеобес-печения, которое в соответствии со статьей 71 Конституции России рассматривается как одна из федеральных энергетических систем, относимых к ведению Российской Федерации. [6]

Система магистральных нефтепроводов России находится постоянно в состоянии развития. Причем развитие происходит не только в направлении арифметического увеличения показателей ( протяженности, диаметров, количества резервуаров и насосных станций), но и в направлении демонтажа некоторых участков трубопроводов, консервации, переоснащения, перевода на другие продукты и др. Кроме того, условия эксплуатации магистральных нефтепроводов непостоянны. С течением времени изменяются объемы перекачки, требования безопасности, экономические рычаги, политическая ситуация. Требуется своевременно и правильно реагировать на эти изменения. [8]

Система магистральных нефтепроводов России тесно связана с другими отраслями промышленности ( нефтедобывающей, энергоснабжения, машиностроительной и др.), имеет значительную территориальную распределен-ность и сложность, что приводит к необходимости использовать системный подход при решении задач надежности, а также методы декомпозиции и эквивалентирования. Системный подход позволяет органично увязать показатели надежности объектов магистральных нефтепроводов различных иерархических уровней в территориальном, временном и ситуационном разрезе. [9]

Система магистральных нефтепроводов ОАО АК Транснефть в настоящее время является основой российского нефтеобес-печения, которое в соответствии со статьей 71 Конституции России рассматривается как одна из федеральных энергетических систем, относимых к ведению Российской Федерации. [10]

Функционирование системы магистральных нефтепроводов происходит в условиях воздействия более разнообразных возмущений, так как ее уже нельзя рассматривать в отрыве от системы добычи и системы потребления. Кроме этого, сама система обладает качественно иными возможностями по компенсации возмущений. [11]

Безопасность системы магистральных нефтепроводов определяется техническим состоянием всех ее элементов: линейной части, нефтеперекачивающих станций, резервуарных парков. Важнейшими факторами, определяющими техническое состояние, являются: длительность эксплуатации нефтепровода, марки использованных трубных сталей, фактические режимы эксплуатации, тип и состояние наружной изоляции, эффективность катодной защиты, коррозионная активность грунтов, природно-климатические условия, существующая система технического обслуживания и ремонта, проведенные периодические испытания повышенным давлением. Кроме того, важны принятые технические решения ( конструктивные параметры, технологии, методы контроля) при изготовлении, строительстве и эксплуатации нефтепроводов. Рассмотрим некоторые из этих факторов. [12]

Развитие системы магистральных нефтепроводов страны в последние 15 лет осуществлялось достаточно быстрыми темпами. [13]

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. [15]

Источник

Магистральные нефтепроводы: классификация и состав

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы предназначены для транспортировки сырой нефти и продуктов ее переработки на большие расстояния от места добычи (нефтеперерабатывающего завода) до конечного потребителя. Данный метод экономически гораздо эффективнее других способов доставки.

Описание

Магистральные нефтепроводы широко применяются в мире. Они призваны соединить в единую технологическую цепочку месторождения добычи полезных ископаемых (которые часто располагаются в малонаселенных труднодоступных регионах) или места их хранения с перерабатывающими (нефтепотребляющими) предприятиями, как правило, размещенными около крупных промышленных центров.

Их появление обусловлено экономической целесообразностью. Если требуется переместить большие объемы «черного золота», то лучшего способа не сыскать. Сырую нефть можно доставлять водным транспортом, железнодорожным и гораздо реже – автомобильным. Но каждый из способов требует закачки в емкости, перевалки (если требуется) и выгрузки продукта, что влечет дополнительные расходы. Еще больше средств уходит на покупку, содержание транспортных средств и топливо. В свою очередь, система магистральных нефтепроводов позволяет избежать многих расходов. Для перекачки нефти по трубам под давлением требуется гораздо меньше энергии, а эксплуатационные расходы несоизмеримо ниже.

Управление магистральными нефтепроводами осуществляется сертифицированными организациями, обладающими соответствующими лицензиями и необходимыми компетенциями. В их задачи входят надзор за безопасностью, контроль технических и технологических параметров, обслуживание и проведение ремонтных работ.

Статистические данные

Трубопроводы проходят по территориям 120 стран. Общая их длина превышает 2 000 000 км. Из них на долю Соединенных штатов Америки приходится порядка 60 %, магистральные нефтепроводы России составляют 10 %, Канады 5 %. Таким образом, на эти страны приходится 3/4 трубопроводных систем планеты. Только за последние три года озвучены планы по прокладке новых транспортных веток общей длиной 190 000 км, 50 000 из которых уже строятся.

Кстати, одной из самых протяженных нефтяных артерий является трубопровод «Дружба», возведенный в Советском Союзе. Его длина свыше 5 000 км. Основная ветка тянется от месторождений Татарстана и Самарской области до потребителей Центральной Европы.

Историческая справка

Точно неизвестно кому принадлежит идея строительства нефтепровода. Одни историки называют компанию Branobel, другие знаменитого российского инженера-строителя Владимира Шухова. Доказано, что в 1860-х годах осуществлялась перекачка углеводородов по 10-километровому 51-миллимитровому трубопроводу в штате Пенсильвания (США).

Строительство магистральных нефтепроводов в нашей стране началось с момента массового освоения месторождений углеводородов в 1960-е годы. Учитывая отдаленность нефтедобывающих районов, непростые климатические условия и относительно слабо развитую транспортную сеть, правительством принято грамотное решение доставлять сырую нефть по трубам большого диаметра, состыкованным в единую сеть. Благо, металла для их производства было достаточно.

Например, углеводороды из Западной Сибири доставлять альтернативными методами затруднительно. Единственной надежной транспортной артерией является река Обь с притоком Иртышом, однако зимой они замерзают, ледостав длится до полугода. Ближайшая железнодорожная ветка во времена начала освоения сибирских недр находилась в 700 километрах, а автодорог с твердым покрытием и вовсе не было.

Единственным разумным решением стала постройка трубопровода. Первый из них пущен в эксплуатацию в канун Нового 1966 года. 400-километровая ветка связала нефтеносный район Шаим с Тюменью – крупным промышленным и транспортным узлом. По мере освоения новых месторождений росла и география распространения магистральных нефтепроводов: к химическим заводам и распределительным станциям потянулись нити из Коми, Кавказа, Поволжья, Казахстана, Азербайджана.

Кстати, «первенцем» является 144-километровый трубопровод, соединивший месторождение Озек-Суат с Грозным. Нефть перекачивалась по трубам диаметром всего 325 мм, а чтобы она не застаивалась, ее предварительно разогревали.

Трубопроводы Африки

Основными магистральными нефтепроводами «черного континента» являются:

Европа

На европейском континенте насчитываются десятки транснациональных трубопроводов и бесчисленное количество ответвлений. Перечислим крупнейшие из них:

В Азии сконцентрированы богатейшие запасы «черного золота». Важнейшими магистральными нефтепроводами континента являются:

Америка

Американский регион также богат залежами углеводородов. Наибольшая их концентрация наблюдается в Венесуэле, Колумбии, Мексике, Техасе (США), Канаде, Эквадоре. Кстати, Соединенные Штаты обладают самой развитой сетью нефтепроводов в мире. А одни из самых протяженных веток проложены через дикие земли Канады и Аляски.

Россия

Первые нефтепроводы в нашей стране появились в 1950-х годах, но пик их развития пришелся на 1960-1970-е годы. В этот период начинается интенсивная разведка месторождений углеводородов и их добыча.

Хотя большая часть нефтепроводов построена при СССР, российские инженеры-нефтяники не сидят без дела. Сегодня реализуются ряд крупных транспортных проектов по доставке сырой нефти в Китай (проект «Восточный») и Северную Европу (Балтийская трубопроводная система). Проект БТС-2 позволит значительно нарастить поставки углеводородов по северному направлению и снизить нагрузку нефтепровода «Дружба». Реализуются договоренности и с азиатскими партнерами, в частности Азербайджаном и Казахстаном.

Вынашиваются амбициозные планы по освоению шельфовых месторождений Северного Ледовитого океана. Уже действует нефтеналивной танкерный терминал «Варандей» в Ненецком АО. В отдаленном будущем планируется создавать роботизированные нефтедобывающие комплексы, в том числе подводные. По крайней мере, такие планы-мечты озвучивал Председатель коллегии ВПК и Фонда перспективных исследований Д. О. Рогозин.

Важнейшее место занимает в системе магистральных нефтепроводов ОАО «Транснефть». Компания является главным эксплуатантом трубопроводов в России. В ее ведении находятся свыше 50 000 км нефте- и продуктопроводов, что является своеобразным мировым рекордом.

Строительство и эксплуатация

Магистральные нефтепроводы изготавливаются из стальных или пластиковых труб с внутренним диаметром от 100 до 1 220 мм (от 4 до 48 дюймов). Последнее время стали применяться трубы с увеличенной пропускной способностью диаметром 1 420 мм.

Строительство состоит из следующих этапов:

Сырая нефть содержит значительное количество парафинового воска. При холодном климате происходит нарастание данного вещества внутри трубопровода. Для их проверки и очистки применяются механизмы, названные «свиньями». По сути, они представляют собой «умные» щетки, дополнительно оснащенные ультразвуковыми и прочими датчиками. То есть, устройство одновременно счищает налипший воск и следит за возможными дефектами: протечками, коррозией, вмятинами, утончениями стенок, трещинами и т. д. После нахождения аномалий соответствующие службы приступают к ремонту магистрального нефтепровода.

Большинство трубопроводов обычно зарывают на глубине от 1 до 2 м. Для защиты системы от ударов, истирания и коррозии используются различные методы. Они могут включать защитные конструкции и компенсационные механизмы из древесины, металла, горных пород, полиэтилена высокой плотности, мягкой набивки и песка. Хотя трубы могут быть проложены под водой, этот процесс является экономически и технически сложным, поэтому большая часть нефти по морю перевозится танкерными судами.

Кстати, Россия – единственная в мире страна, где созданы Трубопроводные войска. Они образованы по итогам Великой отечественной войны, когда стала понятна важность обеспечения больших воинских формирований горюче-смазочными материалами. Бойцов Трубопроводных войск обучают прокладывать магистральные нефтепродуктопроводы в любых условиях.

В 1941 году специальному подразделению удалось под непрекращающимся огнем проложить 21-километровый трубопровод по дну Ладожского озера и дублирующий 8-километровый вдоль берега. Тем самым осажденный Ленинград смог получить десятки тысяч тонн нефтепродуктов. По поручению Сталина 14.01.1952 года образованы Трубопроводные войска в составе Инженерных войск.

Управление

За состоянием трубопроводов следят устройства сбора данных. Они включают датчики расхода, давления, температуры, системы связи и прочие элементы измерения необходимых данных. Эти приборы устанавливаются вдоль всего маршрута ветки и в ключевых местах, таких как станции впрыска или доставки, насосные станции, запорные клапаны.

Информация, измеренная этими полевыми инструментами, затем собирается в устройствах связи с объектом (УСО), которые передают данные датчиков на контрольные пункты в реальном времени. Для этого используются спутниковые каналы, микроволновые линии или сотовые телефоны.

Трубопроводы управляются удаленно из Главной диспетчерской. В этом центре все сведения с контрольных пунктов поступают в центральную базу данных. Информация принимается от нескольких УСО по цепочке.

Классификация

Специалисты различают несколько типов нефтепроводов:

В свою очередь, магистральные подразделяются на 4 класса, определяемые диаметром используемых труб:

Технологическая структура

Система по транспортировке углеводородов и продуктов их переработки представляет собой сложный комплекс. Объектами магистральных нефтепроводов являются:

Перспективы

Эксперты полагают, что дальнейшее развитие мировой системы магистральных трубопроводов будет протекать по следующим сценариям. В Северной Америке создание новых протяженных веток не планируется. Прежде всего, это связано с проблемой отчуждения земель и вопросами экологической безопасности. Кроме того, основные нефтеносные районы разведаны и освоены. Изменения возможны в управлении магистральными нефтепроводами, повышении надежности, автоматизации процессов.

Напротив, в Европе ожидается бум по прокладке новых веток для перекачки сырья и нефтепродуктов. Это связано с желанием диверсифицировать поставки, снизить зависимость от монополистов. Не останется в стороне и Россия. Еще ждут своего часа месторождения северных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Бурное развитие ожидается в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Уже сегодня здесь эксплуатируются 75 000 км труб, в планах увеличить этот показатель на 13 000 км. Кстати, порядка 10 % нефтепроводов проложено по морскому дну. Ряд крупных проектов по транспортировке углеводородов из Западного Казахстана и Сибири реализует Китай.

Индия также имеет многокилометровую трубопроводную сеть, охватывающую с запада на восток наиболее развитые северные регионы страны. Перспективным видится развитие транспортной сети в южных штатах. Амбициозные планы вынашивают страны Персидского залива по доставке дешевых нефти и газа в Европу. Пока основными перевозчиками здесь остаются танкеры.

Источник

Структура управления магистральными трубопроводами

Оценка технического состояния трубопроводной системы. Вероятность аварий в зависимости от причин. Контроль дефектов и утечек. Теоретические основы эксплуатации магистральных газопроводов. Допустимые размеры дефектов труб, подлежащих ремонту сваркой.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Структура управления магистральными трубопроводами

Технологическая взаимосвязь участков магистралей предъявляет особые требования к средствам оперативного контроля. Надежность и ритмичность работы трубопровода зависит от факторов, которые условно делят на постоянные, изменяющиеся во времени и случайные.

Постоянные факторы определяются на стадии проектирования и строительства магистральных трубопроводов : протяженность, внутренний диаметр, толщина стенки, материал линейной части трубопровода, мощность и производительность установленного оборудования перекачивающих станций, профиль трассы, назначение материалы, принятые технологические схемы обвязки, число и вместимость резервуарного парка головных сооружений, технологические схемы перекачки, число и мощность промежуточных пунктов сброса, уровень автоматизации и телемеханизации.

На режим работы МТП значительно влияет протяженность и внутренний диаметр трубопровода. При уменьшении диаметра на 1-5% для обеспечения плановой пропускной способности давление перекачки увеличивается на 6-27%. Толщина стенки, диаметр и материал линейной части в совокупности с мощностью и производительностью оборудования перекачивающих станций определяют предельно допустимые параметры перекачки.

Постепенные изменения режимов работы. К факторам, приводящим к постепенным изменениям режима работы МТП, относятся: уменьшение внутреннего диаметра трубопровода в результате отложений, колебания температуры грунта, колебания плотности и вязкости перекачиваемых продуктов, длительность эксплуатации МТП, оснащенность средствами электрохимической защиты. Снижение температуры ведет к увеличению вязкости и увеличению скорости парафинизации. При перекачке тяжелых продуктов пропускная способность снижается вследствие увеличения плотности более интенсивно, чем при перекачке легких продуктов вязкость тяжелых продуктов более подвержена колебаниям температуры. Режим работы МТП под действием этих факторов меняется медленно. При подаче 7000м3/ч, диаметре 1000 мм, длине 500 км изменение режима займет более 56 часов. Более динамичны изменения режима работа МТП в результате температурных колебаний. Изменения режима вследствие уменьшения внутреннего диаметра из-за отложений проявляется через 1,5-3 месяца. Длительность эксплуатации трубопровода и оснащенность средствами электрохимической защиты являются факторами, обуславливающими интенсивность уменьшения толщины стенки, снижения прочности трубопровода, особенно на криволинейных участках.

поддержание оптимальных режимов перекачки;

своевременное обеспечение количественного и качественного учета перекачиваемого продукта;

контроль состояния технологического оборудования;

ритмичная поставка потребителям.

Функции диспетчерской службы. Центральная диспетчерская служба координирует работу всех диспетчерских структур, распределяет между ними объемы перекачки, осуществляет оперативное руководство при локализации аварий, график капитальных ремонтных работ.

Функции ДС районных управлений включают:

контроль обеспечения выполнения суточного плана приема, перекачки и отпуска на промежуточные и конечные пункты;

контроль за соблюдением технологического режима перекачки, правил технической эксплуатации оборудования, резервуаров,

своевременное обнаружение повреждений,

организация работ по локализации и ликвидации повреждений.

При обнаружении повреждений диспетчер решает вопрос о переходе на более приемлемый режим перекачки, организует вывод на профилактический и капитальный ремонт, осуществляет оперативное управление при очистке трубопроводов и резервуаров от отложений.

При последовательной перекачке диспетчер контролирует прием смеси на конечных пунктах, готовит сводку о движении продуктов, составляет оперативные балансы перекачки, выявление причин дисбаланса, составляет отчетность по товаротранспортным операциям. В оперативном отношении диспетчеру ЛПДС подчиняются операторы КИПа перекачивающих станций, товарные операторы резервуарных парков, лаборанты, персонал, обслуживающий средства контроля и управления.

Обеспечение функционирования на оптимальных режимах как показывает практика, возможно при качественном диспетчерской управлении. При работе диспетчер руководствуется следующими документами:

правила технической эксплуатации МТП,

инструкции по пуску и отключению основных агрегатов,

инструкции по размыву парафиновых отложений,

нормы технологического режима перекачки,

технологическая карта на перекачку,

инструкция по приему, сдаче и учету перекачиваемых продуктов,

инструкция по технадзору за трубопроводом,

положение о мерах по предупреждению и ликвидации аварий на трубопроводах.

снизить количество возможных нарушений технологической последовательности пуска или отключения оборудования,

сократить количество команд по управлению объектом.

Новой ступенью управления является телеуправление, отличающееся многократным использованием линий связи. Это обеспечивается применением специальных кодирующих и передающих устройств в пункте управления и приемных и декодирующих устройств на управляемых объектах. При телеуправлении команды преобразуются в электрические сигналы, удобные для передачи по каналам связи, что обеспечивает управление на неограниченном расстоянии.

По функциональному признаку, степени необходимости технические средства диспетчерского управления делят на основные и вспомогательные. Основные средства диспетчерского контроля включают каналы связи, телефонные станции, системы телемеханики, устройства автоматического контроля, защиты и управления. Используют воздушные и кабельные линии связи. Недостатки воздушных каналов (подверженность внешним воздействиям, значительные затраты на сооружение, объем профилактических мероприятий) предопределили распространение кабельных линий связи.

Телемеханизация предполагает внедрение и эксплуатацию технических средств, предназначенных для преобразования информации о состоянии оборудования и параметров технологического процесса в сигналы и передачу их на расстояния. В состав систем телемеханики входят датчики, сигнализаторы, преобразователи неэлектрических сигналов в электрические, устройства для ввода сигналов в каналы связи и передачи их на расстояния, устройства приема переданных сигналов и преобразования их в удобную для восприятия форму, устройства преобразования управляющих воздействий в электрические сигналы и ввода их в каналы связи для передачи к объектам, приемные устройства объектов. В зависимости от назначения системы телемеханики делятся на системы централизованного контроля и управления процессом перекачки, товароучетных операций и линейной части. Устройства автоматического контроля, защиты и управления включают систему программного управления агрегатами, систему автоматического регулирования параметров перекачки, систему автоматики, контроля и управления вспомогательным технологическим оборудованием (маслонасосными, системами откачки из резервуаров) устройства защиты и предупредительной сигнализации.

В процессе работы диспетчеру приходиться выполнять значительный объем вычислительных работ в связи с товароучетными операциями, выбором параметров режима перекачки, составлением смесей при последовательной перекачке, применением косвенных методов по определению местоположения очистных устройств. Для этих целей предназначены вспомогательные средства к которым относятся : профиль трассы, технологическая схема линейной части трубопровода, технологическая схема перекачивающей станции с коммуникациями, схема станционного и внешнего энергоснабжения и потребления, структура организации каналов связи, технологическая карта перекачки. В перспективе автоматизированные системы управления АСУ должны стать основным средством диспетчерского управления, что влечет изменение функций и содержания диспетчеризации, а также состава средств диспетчерского управления.

Литература 1осн 145

1.Какова структура управления МТП?

3.Какие факторы определяют режим эксплуатации МТП?

4.Каковы задачи диспетчеризации?

5.Что относится к средствам диспетчерского контроля?

6. Какие средства диспетчерского управления относятся к основным?

7. Какие средства диспетчерского управления относятся к вспомогательным?

Оценка технического состояния трубопроводной системы

Рассматриваемый комплекс задач и схожесть отечественных и зарубежных трубопроводных систем позволяют обобщить и систематизировать информацию по видам повреждений и дефектов, по причинам разрушений, величине утечек и т.д., что позволяет оптимизировать инспектирование, техническое обслуживание и определить приоритетные направления по прогнозированию состояния действующих трубопроводных систем. Графическая модель технического состояний трубопроводной системы представлена на схеме.

Источник