ОАО «полоцктранснефть Дружба»

Открытое акционерное общество «Полоцктранснефть Дружба» – современное высокоавтоматизированное предприятие Республики Беларусь, входящее в состав Белорусского государственного концерна по нефти и химии

ЛПДС Полоцк – основная станция этого предприятия на территории Беларуси. Необходимость в ее сооружении возникла одновременно с постройкой магистрального нефтепровода «Дружба».

Основное назначение – осуществление мероприятий по транспортировке нефти по нефтепроводу через территорию Беларуси. Происходит это по следующей схеме: из 3 нефтепроводов двух направлений принимается нефть, поступает на хранение в резервуары, а затем откачивается далее по нефтепроводам. Все это происходит на территории 57 га.

Прием нефти происходит:

· из нефтепровода Сургут – Полоцк, диаметр трубы – 1000 мм, протяженность нефтепровода – 3250 км,

· из двух очередей нефтепровода Унеча – Полоцк, диаметром по 800 мм каждая.

Отправка нефти осуществляется в направлении ОАО «Нафтан», диаметр 700, на отдельных участках – 800 мм.

Ранее нефть отправлялась в направлениях городов Мажейкяй (Литва, диаметр трубы 700 мм) и Вентспилс (Латвия, диаметр трубы 700 мм). В настоящее время поставок по данным направлениям не происходит по причинам, не зависящим от работников ЛПДС.

Для хранения нефти на территории ЛПДС имеются 14 резервуаров:

· 6 полуподземных железобетонных резервуаров емкостью 30000 м³. Высота резервуара 9 м, надземной части – 5-6 м, диаметр 65 м.

· 6 надземных стальных резервуаров с плавающими крышками РВСПК емкостью 50000 м³. Высота 18 м, диаметр 65 м, толщина стенок резервуара от 9 мм вверху до 27 мм у основания. Толщина крышки 5 мм (рис. 5, 6).

· 2 надземных железобетонных резервуара емкостью 5000 м³ для аварийного сброса нефти.

Подача и откачка нефти из железобетонных резервуаров осуществляется благодаря наличию 3 патрубков, 1 на прием, 2 на отдачу, на каждом из которых установлена задвижка, регулирующая объем поступающей или откачиваемой нефти. Также в этой системе установлены неметаллические гофры, для регулировки зазора между трубой трубопровода и патрубком резервуара, меняющегося в разное время года из-за температурного расширения материала трубы. Контроль уровня нефти в резервуаре осуществляется при помощи радарного уровнемера, действующего по принципу «ночного зрения» у летучих мышей.

.

Рис. 5. Резервуар с плавающей крышей

Рис. 6. Схема резервуара с плавающей крышей:

1 – корпус резервуара; 2 – затвор, уплотняющий зазор между корпусом резервуара
и плавающей крышей; 3 – плавающая крыша; 4 – насыщенное парами газовое пространство;
5 – поплавки плавающей крыши; 6 – подвижная лестница; 7 – неподвижная лестница

Подача и откачка нефти из металлических резервуаров происходит по 7 патрубкам диаметром 700 мм, которые могут переключаться как на прием, так и на откачку нефти. По ободу крышки такого резервуара закреплены понтоны, удерживающие ее на поверхности нефти. В центре крышки имеется отверстие, а в резервуаре труба, по которым уводится дождевая вода.

В железобетонных резервуарах на крышках, а в стальных – у основания имеются осветительные люки и люки-лазы, назначение которых легко объясняется необходимостью периодического проведения ремонтно-очистных работ внутри резервуара.

Также в железобетонных резервуарах со стационарными крышками установлены клапаны с интегрированными воздухофильтрами, чтобы компенсировать избыточное давление или вакуум, образующийся в резервуаре при подаче или откачке нефти.

По периметру крышки каждого резервуара установлены до 40 пенораспылителей, включающихся автоматически при срабатывании 3 или более пожарных датчиков, установленных внутри резервуара.

Дальнейший транспорт нефти осуществляется благодаря наличию трех очередей насосов.

Каждая очередь состоит из каскада подпорных насосов, обеспечивающих подкачку нефти из резервуаров на головные насосы, которые, в свою очередь, отправляют нефть далее в трубу трубопровода. Подпорные насосы создают давление до 3-5 атм, а головные (на каждой очереди их 4, соединенных последовательно, но работают постоянно не более 2) от 23-25 атм, в случае работы одного насоса, и до 49-53 атм в случае работы 2 насосов.

Насосы первой очереди обладают потенциальной мощностью прокачки до 2200 т в час, второй и третьей очереди – до 2500 т в час, т. е. до 172800 т в сутки, однако даже во времена наибольших поставок нефти объем перекачки составлял порядка 71000 т в сутки, сегодня же он не превышает 20000 т в сутки. Температура транспортируемой нефти колеблется в пределах 7-10^о С.

После прохождения блока насосов, нефть проходит через САР (систему автоматического регулирования), предназначенную для окончательной стабилизации давления нефти при ее прохождении по последующему участку магистрального нефтепровода.

Для контроля количества и качества транспортируемой нефти на предприятии существует блок измерений и контроля качества. Ежесуточно забираются пробы нефти и хранятся после в течение месяца. Необходимо отметить, что принимается нефть по массе брутто, а поставляется по массе нетто. Разницу составляют вода, механические примеси и др.

После прохождения фильтров грубой очистки нефть попадает на узел учета. Работают три линии учета количества нефти. В начале каждой линии установлена задвижка, после нее стоит фильтр тонкой очистки, затем выпрямитель струи и непосредственно счетчик нефти. Состоит он из шнека, находящегося в трубе и вращаемого струей, и измерительного прибора, считающего количество оборотов и сразу показывающего количество проходящей нефти. Для получения массы этого количества, полученную цифру нужно умножить на плотность нефти, которую измеряют плотномеры, установленные здесь же.

Для контроля работы узла учета существует еще один способ определения количества проходящей нефти при помощи трубо-поршневой установки. В трубу запускается полиуретановый шар по диаметру трубы, служащий как бы поршнем. В двух местах трубы установлены детекторы, контролирующие время прохождения шара. Зная диаметр трубы и время прохождения шара, несложно вычислить объем проходящей нефти, и сделать вывод о достоверности показаний приборов узла контроля.

Помимо этого, необходимо отметить, что и на внутренней поверхности трубы оседают некоторые частицы. Для их удаления в трубу запускают скребки – некоторые подобия поршней, движимые под давлением нефти, и соскребающие со стенок трубы частицы механического загрязнения. На территории предприятия находится конечный пункт нефтепровода Сургут – Полоцк, а также и место изъятия скребка из трубопровода.

Управление всеми процессами на предприятии осуществляется из местного диспетчерского пункта. Он работает в 4 смены по 12 часов. Смена состоит из 6 человек. Всего на предприятии работает 126 человек, из которых чуть более 20 на инженерных должностях.

Кроме этого предприятие имеет собственную пожарную часть. На всей территории объекта установлено большое количество громоотводов. Также есть пожарные пруды и специальный отряд, предназначенный для ликвидации крупных аварий, например для создания боновых заграждений в случае утечки нефти в реки Зап. Двину и Дисну.

ГРС «НОВОПОЛОЦК» КРУПСКОЕ УМГ
ОАО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ БЕЛАРУСЬ»