Мощное современное оборудование, установленное на нефтеперекачивающих станциях (НПС) и нефтепроводах, требует особых средств управления и контроля, гарантирующих надежность и безопасность эксплуатации нефтепроводного транспорта. А при нынешних ритмах жизни далеко не последнюю роль играет и такой показатель, как быстродействие. Только тогда можно предотвратить аварии на трубопроводах. Поэтому нефтепроводчики и делают ставку на полную автоматизацию и телемеханизацию технологических процессов перекачки “черного золота”.
Небывалые масштабы
В этом году реализацию программы технического перевооружения и реконструкции объектов ОАО “Северо-Западные магистральные нефтепроводы” отличает особый динамизм. Задачу, поставленную руководством компании “Транснефть” перед всеми нефтепроводными предприятиями страны, входящими в ее структуру, транспортировщики нефти должны выполнить за три года.
– Прежняя система релейной автоматики, которой были оснащены станции лет пятнадцать назад, физически и морально устарела, – говорит Дмитрий Акатьев, заместитель главного инженера ОАО “СЗМН” по АСУТП. – Поэтому было принято решение заменить устаревшую технологию микропроцессорной. Это позволит увеличить надежность и быстродействие процесса управления нефтепроводным транспортом.
Что касается непосредственно трубы, то существуют большие планы по реконструкции системы линейной телемеханики. Сегодня такая работа проводится на пяти нефтепроводах: Холмогоры – Клин, Альметьевск – Куйбышев-1,2, Альметьевск -Горький-1,2. Прежняя система ТМ-120 когда-то считалась современной и вполне надежной в эксплуатации. Но прошли годы, и параметры, которые передаются по прежним каналам телемеханики в диспетчерские пункты, перестали удовлетворять требованиям сегодняшнего дня.
На балансе СЗМН более тридцати нефтеперекачивающих станций. Программа обновления технологического процесса управления распланирована так, что в этом году должна завершиться реконструкция системы автоматики двенадцати самых крупных – головных НПС, входящих в состав Казанского, Пермского, Альметьевского, Ромашкинского и Удмуртского районных нефтепроводных управлений (РНУ), в 2002 году – тринадцати средних, а в 2003-м – оставшихся небольших станций.
За этот период планируется модернизировать автоматику не только НПС, но и так называемого полевого кипа – передатчиков и исполнительных механизмов, установленных в местных наблюдательных пунктах, откуда непосредственно поступают сигналы о состоянии трубопроводов. В общем, подлежат полной замене как начинка автоматики, так и приборы, находящиеся на площадках и в трубах (датчики давления, температуры, вибрации, загазованности и т.д.). За три года планируется реконструировать пятьдесят семь контролируемых пунктов ранее уже телемеханизированной линейной части с более чем полутора сотней задвижек.
Уже сегодня процессом перекачки нефти могут управлять не только операторы самих НПС, но и одновременно диспетчеры СЗМН и даже “Транснефти”…
Такой глобальной модернизации нефтетранспортные компании страны не знали за всю историю своего существования. СЗМН – единственное предприятие в структуре “Транснефти” (обеспечивающей транспортировку 98 процентов “черного золота”, добываемого в России), взявшееся за такой объем работ. Кстати, “Северо-Западные” – одно из самых крупных подразделений “Транснефти”, занимающее в ней по объему перекачанной нефти второе место.
– На линейной производственной диспетчерской станции (ЛПДС) “Лазарево”, входящей в состав Казанского районного нефтепроводного управления, начата опытно-промышленная эксплуатация управляющей системы “Модикон”, созданной на базе микропроцессорных контроллеров французской корпорации “Шнайдер Электрикс”, – продолжает Дмитрий Владимирович. – На некоторых станциях “Транснефти” “Модикон” был установлен еще несколько лет назад. Однако отечественная начинка системы на деле оказалась недостаточно надежной. Так что требовалась ее модернизация. И на сегодняшний день самыми совершенными в этой области считаются французские контроллеры.
Переход от релейной к микропроцессорной технологии потребовал и основательного повышения квалификации персонала. Поскольку оборудование “Шнайдер Электрикс” пользуется в нашей стране большим спросом, фирма проводит в Москве обучающие курсы, куда направляются и наши руководители отделов – для изучения структуры обновленного “Модикона”. А оперативный персонал станций учится работать с системой на местах – под патронатом ее разработчиков, которые и монтируют “Модикон”. Наши операторы уже профессионально работают с компьютером, управляя технологическим процессом по-новому.
Но количество сотрудников станций от этого не уменьшится, как это принято считать. До недавнего времени в нашем государстве была модной программа “безлюдной технологии”, которая, надо сказать, не оправдала себя. Понятно, что механикам, киповцам (прибористам), привыкшим иметь дело с “железом”, трудно вникнуть в новую микропроцессорную систему. Просто в настоящее время у каждого появляется возможность более тщательно заниматься определенным делом.
А связующим звеном является оператор, отслеживающий технологический процесс – он полностью видит ситуацию на мониторе. И об изменении каких-либо параметров сообщает техническому персоналу, который должен оперативно реагировать на сигналы. К примеру, повысилась температура подшипника насоса – вызывает механика, а тот уже этот агрегат ставит на ремонт и запускает другой. Киповец проверяет работу датчиков. И так далее. В общем, оператор – глава станции, по сути, именно он руководит ее работой…
Можно рассказывать о многих новшествах, используемых сегодня нефтепроводчиками, чтобы автоматизировать и телемеханизировать свою работу. Приведем еще один пример. На участке трубы Холмогоры – Клин (Удмуртское РНУ) в настоящее время проводится экспериментальная эксплуатация системы обнаружения утечек нефти, работающей по принципу фиксирования фронта волны при понижении давления в трубопроводе. Эта система, включающая в себя контроллеры утечек нефти, датчики давления, программное обеспечение контроллеров и компьютеров, позволяет определять в трубопроводе свищи диаметром до восьми миллиметров.
– Пока сбоев при работе с этим оборудованием не было, – говорит Д.Акатьев, – поэтому планируем в следующем году оснастить им часть нефтепроводов. Система очень удобна. А на подводных переходах просто незаменима. Например, по каналам телемеханики поступает информация, что давление на каком-то участке трубы снизилось. Следовательно, на данном километре есть утечка нефти. Так что остается оперативно среагировать.
“Лазарево” экспериментирует
Сколько ни слушай, а не убедившись воочию, трудно представить, как это за десятки, сотни километров можно открыть задвижку на нефтетрассе или запустить насос. Любопытство подвигло нас отправиться за 250 километров от Казани – на линейную производственно-диспетчерскую станцию (ЛПДС) “Лазарево”, расположенную в Уржумском районе Кировской области.
Головная станция “Лазарево” управляет участками двух трансконтинентальных нефтепроводов: Холмогоры – Клин и Сургут -Полоцк, построенных в восьмидесятых годах и призванных замкнуть сеть магистральных нефтепроводов в единую систему нефтеснабжения страны.
Всего на “Лазарево” работает 161 человек – коллектив для такого предприятия немаленький.
Огромные стальные резервуары для хранения “черного золота” видны далеко от станции, хотя сам объект находится в окружении густого леса. После небольшого экскурса по “Лазарево”, занимающему площадь в четыре гектара, заместитель начальника ЛПДС Алексей Загуменов проводит нас в святая святых станции – операторную.
– Вот и “Модикон”, монтаж которого завершен лишь пару недель назад, – говорит Алексей Александрович, указывая на несколько сверкающих и сияющих зелеными огоньками шкафчиков, напичканных мудреными приборами. – Это и есть микропроцессорная автоматика, предназначенная для полной автоматизации технологического процесса по перекачке нефти. Релейную автоматику заменила микропроцессорная электроника.
Приборы отдельного шкафчика отслеживают работу тех или иных технологических процессов. Каждый контроллер управляет либо вспомогательными агрегатами, либо основными. Происходит цифровая обработка данных, и вся информация высвечивается на мониторе компьютеров.
С помощью “мышки” можно, к примеру, открыть задвижку, закрыть или зафиксировать ее, поскольку существует дистанционный контроль за положением линейных задвижек. Не надо никуда бежать. То есть работать стало гораздо удобнее и комфортнее.
– Сколько же существует параметров, по которым функционируют эти многочисленные приборчики?
– Около тысячи. Кроме того, введено много дополнительных параметров защиты процесса перекачки нефти. К примеру, появилась возможность установить на трубах большее количество датчиков, чтобы показатели давления в трубопроводах были полнее и точнее.
Сейчас, например, показания вертикальной вибрации насосных агрегатов идут до сотых долей, то есть цифровая обработка стала более точной. При отметке 7,2 квадратных миллиметра в секунду в квадрате срабатывает предупредительная сигнализация. А если на приборе появился аварийный показатель – 11,2, происходит отключение агрегата и перевод в режим “автоматического включения в работу” агрегата резервного. Сигналы с датчиков, установленных на насосах, поступают на приборный щит “Аргус-М”, стоящий в операторной. При аварийных ситуациях сначала прибор выдает цветовой сигнал – зеленые лампочки превращаются в оранжевые, а затем уже звуковой.
Смотрите, эти контроллеры следят за агрегатной вибрацией, другие – за температурой подшипников и воды, охлаждающей электродвигатели. Третьи – отвечают за аварийную защиту, при экстремальной ситуации параметры и на экране компьютера будут высвечиваться не зеленым цветом, а красным.
– Взгляните, показатель температуры переднего подшипника окрашен в красный цвет, – указываю на монитор.
– Не беспокойтесь, – улыбается Алексей Александрович. – Подшипник уже в ремонте.
Всей этой системой управляет один дежурный оператор. Есть дежурные электромонтер, машинист технологических насосов и т.д. Все вместе они составляют смену. При какой-то неисправности оператор по радиосвязи сигнализирует, например, электрику, который уже на месте проверяет, на самом деле произошла авария или нет…
По словам сотрудников станции, “Модикон” работает четко, без сбоев. Не то что раньше, при релейной технологии…
Обновляется и старая система телемеханики ТМ-120. Например, нефтепроводчики приступили к эксплуатации системы сигнализатора прохождения скребка. Прежде чем провести диагностику трубопровода (на наличие повреждений), необходимо сначала его очистить. Для этого в нефтепровод запускается скребок. Установленные на трубе датчики фиксируют ход скребка, движущегося с переменной скоростью. По каналам телемеханики показатели о том, на каком километре в данный момент он находится, передаются диспетчеру, который, таким образом, владеет информацией и знает, в какое время скребок (довольно-таки увесистый агрегат весом в 1,2 тонны) подойдет к камере приема.
На “Лазарево” есть такой сигнализатор. При его работе приводятся в действие шумовые датчики, установленные на трубе. Нефтепроводчики признаются, что когда скребок проходит по трубопроводу, между прочим, под землей, то шум от работы “трубного санитара” слышен и на поверхности земли.
Мы лишь приоткрыли дверь в огромную структуру, опутывающую нефтетранспортными нитками просторы необъятной страны. Мир “черного золота” таит в себе много интересного. Так что будет о чем рассказать и в следующий раз.
