А.ФЁДОРОВ, начальник Омского РНУ ОАО «Транссибнефть»: «В нашей команде – каждый на вес золота!». Рну расшифровка нефть


Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Главтранснефть

Cтраница 2

Рассмотренные этапы интеграции технического обеспечения АСУОТ в УШ Главтранснефти не имеют четких границ и взаимно переходят друг в друга. Тем не менее, каждый этап характеризуется своими проблемами, в результате решения которых происходит наращивание технических средств АСУОТ. Немаловажным при этом является постепенное накапливание опыта по эксплуатации разрабатываемой АСУОТ.  [16]

Работы эти выполняются персоналом службы электрохимзащиты по утвержденному Главтранснефтью плану внедрения и ремонта средств электрохимзащиты и графику ППР. Кроме этого, персонал службы злектрохимзащиты осуществляет контроль за качеством изоляции, наносимой при строительстве и капитальном ремонте, выбор участков нефтепроводов, подлежащих капитальному ремонту.  [17]

Плановые задания управлений магистральными нефтепроводами по данным показателям устанавливает Главтранснефть в процессе размещения контрольных цифр пятилетнего плана.  [18]

На основании анализа фактически достигнутых нормативных показателей в УМН Главтранснефть ежегодно устанавливают каждому УМН нормативные значения показателей. Эти значения устанавливаются таким образом, чтобы рассчитанная с учетом данных показателей норма расхода электроэнергии носила прогрессивный характер и побуждала персонал УМН изыскивать резервы повышения эффективности использования энергоресурсов.  [19]

В практике эксплуатации, сложившейся в настоящее время в системе Главтранснефти, техническое обслуживание и ремонт береговых объектов и пойменной части Ш1МН выполняется силами аварийно-восстановительных служб и РСУ управлений магистральными нефтепроводами.  [20]

ГИВЦ осуществляет свою деятельность в твенок вваи-мрдоиствии с мотрологичеекими службами Главтранснефти, Управления нефтетеофиэики, ШО, головной, базовых, проивводCTESKHHX, на-учно-исеяедоватвж & оюзх и опытно-конструкторских организаций отрасли, а также во веаимодеиотнии о кх вычислительными центрами.  [21]

План по труду по непромышленному персоналу разрабатывается по Миннефтепрому в разрезе Главтранснефти, управлений, промышленных и нефтегазодобывающих объединений по видам работ, представленным на схеме.  [22]

Обеспечение народного хозяйства нефтью осуществляется нефтепровод-ными управлениями, входящими в состав Главтранснефти Миннефтепро-ма СССР. Располагая резервуарами и разветвленной сетью магистральных нефтепроводов, Главтранснефть осуществляет покупку и прием всей добываемой нефти, транспортировку ее с мест добычи в районы потребления и поставку нефтеперерабатывающим предприятиям и на экспорт в соответствии с государственным планом.  [23]

Располагая резервуарной емкостью и разветвленной сетью магистральных нефтепроводов различной пропускной способности, Главтранснефть осуществляет покупку и прием всей добываемой нефти от промыслов, транспортирование ее с мест добычи в районы потребления и поставку нефтеперерабатывающим заводам и на экспорт в соответствии с государственным планом.  [24]

Создание организационно-технологической автоматизированной системы управления ( АСУОТ) в управлении магистральными нефтепроводами Главтранснефти ведется в нескольких аспектах, одним из которых является проектирование и внедрение качественно нового комплекса технических средств ( КТО. Особенностью разрабатываемого ИТС является то, что он призван объединить техническое обеспечение локально действующих в УШ автоматизированных систем в единую многомашинную вычислительную сеть, совмещающую функции АСУД и АСУОТ. В связи с этим одним из основных требований, предъявляемых к KIC ъ условиях АСУОТ, является обеспечение сбора, обработки и передачи как технологической ( в реальном масштабе времени), так и организационно-экономической ( регламентной и нерегламентной) информации на всех уровнях управления.  [25]

ВНИИОЭНГ, на совещаниях в УСЗМН и составлено с учетом замечаний и предложений Главтранснефти Миннефтепрома, Управлений магистральными нефтепроводами и ВНИИСПТнефти.  [26]

Трудовую биографию начал по окончании вуза в Черкасском РНУ Управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами Главтранснефти Миннефтепрома СССР ст. инженером-механиком нефтеперекачивающих станций Нурлино ( Башкирия) и Кропачево ( Челябинская обл. Курганском РНУ инженером-техноруком нефтеперекачивающей станции Мишкино, зам. В 1977 г. переведен в созданное с началом стр-ва в ноябре 1976 г. нефтепровода Сургут - Полоцк Управление Верхневолжскими магистральными нефтепроводами ( с 1991 г. - объединение, с 1994 г. - акционерное об-во Верхневолжские магистральные нефтепроводы ОАО АК Транснефть), где работаете последующем зам. Марийского РНУ, начальником Лазаревской ( г. Горький) линейной инженерно-техн.  [27]

В состав центрального аппарата Миннефтепрома входит Главное управление по транспортированию и поставкам нефти ( Главтранснефть), которому подчиняются управления магистральных нефтепроводов.  [28]

Главнефтеснаба РСФСР ( с 1970 г. - Управление Северо-Западными магистральными нефтепроводами ( УСЗМН) Главтранснефти Миннефтепрома СССР)) ст. инженером нефтеперекачивающей станции Калиновый Ключ, с 1970 г. - начальником нефтеперекачивающей станции Быково и зам. В 1981 г. становится зам. Главного территориального производственно-распорядительного управления по координации деятельности предприятий, осуществлявших стр-во магистральных трубопроводов в р-нах Урала и Поволжья ( Казань) Миннефтегазстроя СССР, в 1983 г. - начальником Управления магистральных нефтепроводов Центральной Сибири.  [29]

Остатки нефтегрузов, собранные пароходствами при зачи-ттке судов, грузовладельцы или управления Главнефтеснаба РСФСР и Главтранснефти Миннефтепрома СССР должны принимать на свои нефтебазы или для перевозки на другие нефтебазы по весу брутто по мере их предъявления с оформлением документов, установленных на прием и сдачу нефтегрузов. За простой судов с собранными остатками, вызванный задержкой в их приеме нефтебазами, с нефтебаз взыскивается штраф.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

«В нашей команде – каждый на вес золота!»

Нефтепроводная отрасль – одна из наиболее динамично развивающихся в России. В ней скомпилированы все современные инженерно­технические решения, позволяющие безопасно транспортировать нефть через тысячи километров, хранить ее, контролировать качество, своевременно поставлять на нефтезаводы и наливные терминалы, обеспечивая стабильность функционирования и развития отрасли. И всё это – из года в год, вне зависимости от места прохождения трасс нефтепроводов – по полярным широтам, на пересечении сибирских рек или просторов лесостепной зоны. Исправная и отлаженная работа сложной технологической цепочки в первую очередь зависит от людей и от того, как на предприятии выстроен процесс управления. В структуре транссибирских магистральных нефтепроводов одним из ключевых подразделений является Омское районное нефтепроводное управление (РНУ), об особенностях  его деятельности и перспеективах развития рассказал начальник Омского РНУ АОА «Трансибнефть» Артем ФЁДОРОВ.

Ред.: Артем Александрович, Вы – начальник Омского РНУ, в зоне ответственности которого находятся объекты стратегические для экономики региона. По каким маршрутам сегодня транспортирует нефть Омское РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Омское РНУ является перевалочной базой в системе трубопроводного транспорта на юго­западе Сибири, которая принимает нефть от производителей и смежных нефтепроводных акционерных обществ ОАО «Сибнефтепровод» и ОАО «Уралсибнефтепровод». Таким образом, на территории ОРНУ сходятся два нефтяных потока с месторождений Южного Урала и Тюменского Севера. Далее нефть транспортируется по двум направлениям – в Восточную Сибирь и Казахстан. После ввода в эксплуатацию трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) для нас приоритетным стал восточный маршрут: по магистральному нефтепроводу Омск – Иркутск сырье отправляется в зону ответственности других районных управлений ОАО «Транссибнефть» – Новосибирского и Красноярского, а далее – в нефтепровод ООО «Востокнефепровод».

Инфраструктура Омского РНУ – это не только нефтепроводы, но и нефтеперекачивающие станции – важные структурные подразделения системы транссибирских нефтяных магистралей. В Омском РНУ таких станций – четыре: Омская линейная производственно­диспетчерская станция, Барабинская линейная производственно­диспетчерская станция, линейная производственно­диспетчерская станция «Москаленки» и Татарская нефтеперекачивающая станция.

Ред.: Какая станция имеет наиболее важное значение в процессе перекачки сырья?

А.А. ФЕДОРОВ: Конечно, Омская ЛПДС, поскольку находится на пересечении нефтяных потоков. Станция располагает резервуарным парком из 14 резервуаров общим объемом более полумиллиона тонн и 4­мя насосными станциями, на ней производится учет принимаемой и передаваемой нефти. Важно отметить, что сходных по объёму и стратегической значимости резервуарных парков не так много даже в масштабах всей системы АК «Транснефть». Омская ЛПДС располагает всем современным оборудованием для безопасной работы с большими объемами сырья – на станции функционирует эко­аналитическая лаборатория, в задачи которой входит определение качества нефти и мониторинг воздействия на окружающую среду.

Ред.: Вы упомянули объемы транспортировки нефти, каковы они?

А.А. ФЕДОРОВ: Объемы внушительные: в 2012 году, например, общий объем перекаченной нефти (по всем направлениям, включая поставку на Омский нефтеперерабатывающий завод) – достиг порядка 27 млн. тонн. Омское РНУ обязано обеспечивать бесперебойную перекачку нефти в рамках единой общегосударственной системы АК «Транснефть», частью которой является ОАО «Транссибнефть». Поставленные компанией задачи на уровне управления успешно выполняются из года в год.

Ред.: Для выполнения стоящих перед Вами и Вашими коллегами задач необходимо постоянное поддержание материально­технической базы на высоком уровне. В ОАО «Транссибнефть» действует долгосрочная программа по техническому перевооружению и капитальному ремонту объектов. Работы по реконструкции затрагивают объекты Омского РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Безусловно. Наше структурное подразделение – часть системы, мы постоянно проводим все запланированные мероприятия. Например, в этом году перед коллективом Омского РНУ поставлена задача  модернизировать 12 объектов, обеспечивающих бесперебойный транзит нефти в сторону Казахстана. Сроки выполнения работ на нашем участке магистрального нефтепровода Омск – Павлодар сжаты по времени. Программа реконструкции начала выполняться в начале 2013 года, и сейчас могу с уверенностью сказать, что техническое перевооружение осуществляется в срок, и одной только трассой Омск–Павлодар оно не ограничивается. Модернизация в акционерном обществе – процесс масштабный и непрерывный, охватывающий все без исключения структуры, и Омское РНУ – в их числе.

Ред.: Как руководитель крупнейшего подразделения в составе ОАО «Транссибнефть», Вы держите под контролем работу значительного числа людей и техники. При этом вы довольно молоды….

А.А. ФЕДОРОВ: В современной нефтепроводной отрасли такое явление как молодой руководитель давно не редкость, на предприятии ведется отбор по принципу «труд будет оценен вне зависимости от возраста». Например, средний возраст руководителей в  Омском РНУ – 39 лет, специалистов – 37. Один из принципов управления в ОАО «Транссибнефть» – продвижение вперед молодежи, которая не боится работы на производстве. А производство, как известно, лучший фильтр для управленческого персонала. После ВУЗа вчерашним студентам предлагают рабочую специальность, должности, которые связаны непосредственно с производством, ремонтом и эксплуатацией нефтепровода. Нельзя стать начальником, не работая на трассе.

Ред.: Ваш профессиональный пример – не исключение... Как складывалась Ваша карьера? Каких принципов Вы придерживаетесь в управлении коллективом?

А.А. ФЕДОРОВ: Пришел в систему АК «Транснефть» с высшим техническим образованием, начинал свою трудовую деятельность по профессии трубопроводчика линейного. Потом был инженером­механиком, начальником ЛЭС, ведущим инженером отдела эксплуатации, а только потом – назначен начальником РНУ.

Несомненно, в управлении коллективом мне помогает опыт работы, общения с людьми на линейной части и нефтеперекачивающей станции, – все это дали разные этапы карьеры. Поэтому важный принцип управления для меня – высокая ответственность за качество выполнения обязательств, за действия каждого сотрудника и коллектива ОРНУ в целом.

Профессионализм руководителя заключается в умении правильно расставить приоритеты, грамотно сформулировать и распределить задачи, обеспечить высокое качество организации производственного процесса и контроль на всех уровнях.

Ред.: Немаловажным фактором в управлении коллективом является мотивация сотрудников на получение результата. Мы уже говорили о том, что в Омском РНУ много молодежи. Как, по Вашему мнению, это соотносится с таким трендом, как отток выпускников технических ВУЗов из глубинки для получения быстрого и высокого дохода?

А.А. ФЕДОРОВ: Говоря об оттоке кадров, давайте вспомним, насколько реально найти такое рабочее место, чтобы много платили и ничего не требовали?! Единичный случай – не пример для формирования общественного мнения. Без упорной работы и требовательного отношения к себе, перспективы на любом месте призрачны. Многие молодые ребята, попадая после ВУЗов в Транснефть, едут работать на Север, там проверяют, испытывают себя. Можно в любой части страны трудиться с максимальной самоотдачей. Это вопрос уже личных качеств человека и свойств его характера, воспитания, среды, которая его окружает.

В Омском РНУ у каждого молодого сотрудника есть возможность проявить инициативу. Тот, кто не боится трудностей и испытаний, находит поддержку у руководства. Ежегодно на предприятии проводится конкурс профессионального мастерства «Лучший по профессии», в разных номинациях которого часто побеждают сотрудники Омского управления. Этот конкурс – индикатор профессионального интереса к работе: в нем участвуют те, кто любит свое дело, кому близок дух соревнований, кто считает своим долгом постоять за честь управления. Моя функция, как руководителя, – заинтересовать сотрудников, объяснить, что в рамках таких мероприятиях происходит презентация собственных профессиональных возможностей. Как правило, победители профессиональных конкурсов делают следующий шаг в своей карьере.  Нефтепроводная отрасль – это команда, которая собирает молодых и перспективных ребят, чтобы они в ней реализовали свой потенциал.

Ред.: Артём Александрович, мы беседуем с Вами в канун праздника работников нефтяной и газовой промышленности. Что бы хотелось пожелать коллективу Омского РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Высочайший профессиональный уровень сотрудников РНУ позволяет сегодня успешно решать сложные и ответственные вопросы в области эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта  нефти ОАО «Транссибнефть». В нашей команде – каждый на вес золота! Желаю всему коллективу управления бесперебойной работы и успешной реализации поставленных задач, крепкого здоровья, мира и семейного благополучия.

Нефть и Газ Сибири №3 (12) 2013

www.ids55.ru

Самарское РНУ

Филиал  АО «Транснефть — Приволга»,  «Самарское районное нефтепроводное управление» (Самарское РНУ). 

История Самарского РНУ начинается с 1969 года. Приказом №120 от 16.12.68г. по Юго-Западному нефтепроводному управлению с 01 января 1969 года образовано Новокуйбышевское районное нефтепроводное управление   В 1970 году Новокуйбышевское РНУ было выведено из состава Юго-Западного нефтепроводного управления и введено во вновь образованное Управление Приволжскими магистральными нефтепроводами. А в 1979 году начала свою работу База смешения и перекачки нефтей, в состав которой входили 33 резервуара с понтонами по  20000 м3.    В 1989 году приказом Управления Приволжскими магистральными нефтепроводами от 30 декабря 1988 г. № 369 на базе  Новокуйбышевского РНУ и Самарской базы смешения и перекачки нефтей создано Самарское районное нефтепроводное управление с базированием на площадке «Самара».   Самарское РНУ - важнейший транспортный узел  АО «Транснефть — Приволга». Управление выполняет основные задачи по приему, хранению компаундированию и перекачке нефти на два нефтеперерабатывающих завода и на экспорт и играет важную роль в формировании экспортных направлений  транспортировки Российской и Казахстанской нефтей по трем магистральным нефтепроводам:      «Куйбышев-Тихорецк»,      «Куйбышев-Лисичанск»,      «Куйбышев –Унеча» (Дружба-2).       В Самарском РНУ заканчивают свой путь МНП «Гурьев-Куйбышев», «Нижневартовск-Курган-Куйбышев».        Протяженность эксплуатируемых нефтепроводов Самарскими РНУ составляет более тысячи километров, трубопроводы управления пролегают на территории 13 районов губернии и заканчиваются в Саратовской области.  В Самарском РНУ эксплуатируются водные переходы через такие реки, как  Волга, Самара, Чапаевка, Большой и Малый Иргиз. На площадке «Самара» находится крупнейший в Европе резервуарный парк из 71 резервуара суммарной емкостью более 1,6 млн. кубометров.  

volga.transneft.ru

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

Назначение типа средства измерений

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти при проведении коммерческих учетных операций между сдающей и принимающей сторонами при отказе основной системы измерений количества и показателей качества нефти НПС ПСП «Нижнекамский НПЗ» (далее -основная система).

Подробное описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью ультразвукового преобразователя объемного расхода. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительною комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из измерительной линии, оснащенной ультразвуковым преобразователем расхода, датчиком температуры и датчиками давления, термометром и манометром, а также из пробозаборного устройства щелевого типа, системы обработки информации и системы дренажа учтенной нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.

Система состоит из одного рабочего измерительного капала объема нефти, а также измерительных каналов температуры и давления нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    расходомер UFM 3030 (далее - УЗР), заводской № 2470;

-    преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;

-    датчик температуры 644. Госреестр №39539-08.

В систему обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-11. свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.;

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, Госрссстр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным метолом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающие средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение поверки и контроля метрологических характеристик УЗР с применением установки трубопоршневой Сапфир МИ, исп. Сапфир МИ-500 (далее - ТПУ) и счетчиков-расходомеров массовых модели DS (далее - СРМ) (3 шт.), входящих в состав основной системы;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

ПО

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе ПО «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено па метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице I.

Таблица

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03

Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода РХ.352.02.01.00 АВ

352.02.01

14С5Б41А

CRC32

ПО АРМ оператора системы

«Rate АРМ оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ

1.5.0.1

7cc3c6f61e776

43578b3ddb1b

5079a0b7ef1d5

921e5789ffd40

e261c6718ecce

ГОСТ Р34.11-94 Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хеширования

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Технические данные

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Рабочий диапазон расхода, т/ч

От 135 до 865

Количество измерительных линий, шт.

1

Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

От 890 до 910

Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт

От 20 до 70

Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа

От 0,5 до 1,6

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, С

От 5 до 40

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,5

Электроснабжение

380 В, трехфазное, 50 Гц, 220 В, однофазное, 50 Гц

Категория электроснабжения по документу «Правила устройства электроустановок»

1

Режим работы

Непрерывный

Утвержденный тип

наносится справа в нижней части титульною листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплект

-    резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН», 1 шт., заводской № 01;

-    инструкция по эксплуатации системы;

-    «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВИИИР 7 сентября 2011 г.

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 48880-12 «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РПУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВИИ-ИР 7 сентября 2011 г.

Основные средства поверки:

-    ТПУ, максимальный расход 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

-    СРМ, входящие в состав блока измерительных линий основной системы с верхним пределом измерений массового расхода измеряемой среды 1636,2 т/ч, пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %;

-    преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3;

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти ± 0,05 %, коэффициента преобразования преобразователя расхода ± 0,025 %;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5^10 имп.

-    установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 С до плюс 155 С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Методы измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПОП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 103/2550-(01.00250-2008)-2011 от 03.02.2011 г.).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к резервной системой учета нефти системы измерений количества н показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН»

1.    ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2.    Техническая документация 0228.1.00.00.000 «Нефтепровод НПС «Калейкино» -Нижнекамский НПЗ. Приемо-сдаточные пункты НК НПЗ. Система измерений количества и показателей качества нефти».

Рекомендации

Осуществление торговли и товарообменных операций.

www.kip-guide.ru

«В нашей команде – каждый на вес золота!»

Нефтепроводная отрасль – одна из наиболее динамично развивающихся в России. В ней скомпилированы все современные инженерно­технические решения, позволяющие безопасно транспортировать нефть через тысячи километров, хранить ее, контролировать качество, своевременно поставлять на нефтезаводы и наливные терминалы, обеспечивая стабильность функционирования и развития отрасли. И всё это – из года в год, вне зависимости от места прохождения трасс нефтепроводов – по полярным широтам, на пересечении сибирских рек или просторов лесостепной зоны. Исправная и отлаженная работа сложной технологической цепочки в первую очередь зависит от людей и от того, как на предприятии выстроен процесс управления. В структуре транссибирских магистральных нефтепроводов одним из ключевых подразделений является Омское районное нефтепроводное управление (РНУ), об особенностях  его деятельности и перспеективах развития рассказал начальник Омского РНУ АОА «Трансибнефть» Артем ФЁДОРОВ.

Ред.: Артем Александрович, Вы – начальник Омского РНУ, в зоне ответственности которого находятся объекты стратегические для экономики региона. По каким маршрутам сегодня транспортирует нефть Омское РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Омское РНУ является перевалочной базой в системе трубопроводного транспорта на юго­западе Сибири, которая принимает нефть от производителей и смежных нефтепроводных акционерных обществ ОАО «Сибнефтепровод» и ОАО «Уралсибнефтепровод». Таким образом, на территории ОРНУ сходятся два нефтяных потока с месторождений Южного Урала и Тюменского Севера. Далее нефть транспортируется по двум направлениям – в Восточную Сибирь и Казахстан. После ввода в эксплуатацию трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) для нас приоритетным стал восточный маршрут: по магистральному нефтепроводу Омск – Иркутск сырье отправляется в зону ответственности других районных управлений ОАО «Транссибнефть» – Новосибирского и Красноярского, а далее – в нефтепровод ООО «Востокнефепровод».

Инфраструктура Омского РНУ – это не только нефтепроводы, но и нефтеперекачивающие станции – важные структурные подразделения системы транссибирских нефтяных магистралей. В Омском РНУ таких станций – четыре: Омская линейная производственно­диспетчерская станция, Барабинская линейная производственно­диспетчерская станция, линейная производственно­диспетчерская станция «Москаленки» и Татарская нефтеперекачивающая станция.

Ред.: Какая станция имеет наиболее важное значение в процессе перекачки сырья?

А.А. ФЕДОРОВ: Конечно, Омская ЛПДС, поскольку находится на пересечении нефтяных потоков. Станция располагает резервуарным парком из 14 резервуаров общим объемом более полумиллиона тонн и 4­мя насосными станциями, на ней производится учет принимаемой и передаваемой нефти. Важно отметить, что сходных по объёму и стратегической значимости резервуарных парков не так много даже в масштабах всей системы АК «Транснефть». Омская ЛПДС располагает всем современным оборудованием для безопасной работы с большими объемами сырья – на станции функционирует эко­аналитическая лаборатория, в задачи которой входит определение качества нефти и мониторинг воздействия на окружающую среду.

Ред.: Вы упомянули объемы транспортировки нефти, каковы они?

А.А. ФЕДОРОВ: Объемы внушительные: в 2012 году, например, общий объем перекаченной нефти (по всем направлениям, включая поставку на Омский нефтеперерабатывающий завод) – достиг порядка 27 млн. тонн. Омское РНУ обязано обеспечивать бесперебойную перекачку нефти в рамках единой общегосударственной системы АК «Транснефть», частью которой является ОАО «Транссибнефть». Поставленные компанией задачи на уровне управления успешно выполняются из года в год.

Ред.: Для выполнения стоящих перед Вами и Вашими коллегами задач необходимо постоянное поддержание материально­технической базы на высоком уровне. В ОАО «Транссибнефть» действует долгосрочная программа по техническому перевооружению и капитальному ремонту объектов. Работы по реконструкции затрагивают объекты Омского РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Безусловно. Наше структурное подразделение – часть системы, мы постоянно проводим все запланированные мероприятия. Например, в этом году перед коллективом Омского РНУ поставлена задача  модернизировать 12 объектов, обеспечивающих бесперебойный транзит нефти в сторону Казахстана. Сроки выполнения работ на нашем участке магистрального нефтепровода Омск – Павлодар сжаты по времени. Программа реконструкции начала выполняться в начале 2013 года, и сейчас могу с уверенностью сказать, что техническое перевооружение осуществляется в срок, и одной только трассой Омск–Павлодар оно не ограничивается. Модернизация в акционерном обществе – процесс масштабный и непрерывный, охватывающий все без исключения структуры, и Омское РНУ – в их числе.

Ред.: Как руководитель крупнейшего подразделения в составе ОАО «Транссибнефть», Вы держите под контролем работу значительного числа людей и техники. При этом вы довольно молоды….

А.А. ФЕДОРОВ: В современной нефтепроводной отрасли такое явление как молодой руководитель давно не редкость, на предприятии ведется отбор по принципу «труд будет оценен вне зависимости от возраста». Например, средний возраст руководителей в  Омском РНУ – 39 лет, специалистов – 37. Один из принципов управления в ОАО «Транссибнефть» – продвижение вперед молодежи, которая не боится работы на производстве. А производство, как известно, лучший фильтр для управленческого персонала. После ВУЗа вчерашним студентам предлагают рабочую специальность, должности, которые связаны непосредственно с производством, ремонтом и эксплуатацией нефтепровода. Нельзя стать начальником, не работая на трассе.

Ред.: Ваш профессиональный пример – не исключение... Как складывалась Ваша карьера? Каких принципов Вы придерживаетесь в управлении коллективом?

А.А. ФЕДОРОВ: Пришел в систему АК «Транснефть» с высшим техническим образованием, начинал свою трудовую деятельность по профессии трубопроводчика линейного. Потом был инженером­механиком, начальником ЛЭС, ведущим инженером отдела эксплуатации, а только потом – назначен начальником РНУ.

Несомненно, в управлении коллективом мне помогает опыт работы, общения с людьми на линейной части и нефтеперекачивающей станции, – все это дали разные этапы карьеры. Поэтому важный принцип управления для меня – высокая ответственность за качество выполнения обязательств, за действия каждого сотрудника и коллектива ОРНУ в целом.

Профессионализм руководителя заключается в умении правильно расставить приоритеты, грамотно сформулировать и распределить задачи, обеспечить высокое качество организации производственного процесса и контроль на всех уровнях.

Ред.: Немаловажным фактором в управлении коллективом является мотивация сотрудников на получение результата. Мы уже говорили о том, что в Омском РНУ много молодежи. Как, по Вашему мнению, это соотносится с таким трендом, как отток выпускников технических ВУЗов из глубинки для получения быстрого и высокого дохода?

А.А. ФЕДОРОВ: Говоря об оттоке кадров, давайте вспомним, насколько реально найти такое рабочее место, чтобы много платили и ничего не требовали?! Единичный случай – не пример для формирования общественного мнения. Без упорной работы и требовательного отношения к себе, перспективы на любом месте призрачны. Многие молодые ребята, попадая после ВУЗов в Транснефть, едут работать на Север, там проверяют, испытывают себя. Можно в любой части страны трудиться с максимальной самоотдачей. Это вопрос уже личных качеств человека и свойств его характера, воспитания, среды, которая его окружает.

В Омском РНУ у каждого молодого сотрудника есть возможность проявить инициативу. Тот, кто не боится трудностей и испытаний, находит поддержку у руководства. Ежегодно на предприятии проводится конкурс профессионального мастерства «Лучший по профессии», в разных номинациях которого часто побеждают сотрудники Омского управления. Этот конкурс – индикатор профессионального интереса к работе: в нем участвуют те, кто любит свое дело, кому близок дух соревнований, кто считает своим долгом постоять за честь управления. Моя функция, как руководителя, – заинтересовать сотрудников, объяснить, что в рамках таких мероприятиях происходит презентация собственных профессиональных возможностей. Как правило, победители профессиональных конкурсов делают следующий шаг в своей карьере.  Нефтепроводная отрасль – это команда, которая собирает молодых и перспективных ребят, чтобы они в ней реализовали свой потенциал.

Ред.: Артём Александрович, мы беседуем с Вами в канун праздника работников нефтяной и газовой промышленности. Что бы хотелось пожелать коллективу Омского РНУ?

А.А. ФЕДОРОВ: Высочайший профессиональный уровень сотрудников РНУ позволяет сегодня успешно решать сложные и ответственные вопросы в области эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта  нефти ОАО «Транссибнефть». В нашей команде – каждый на вес золота! Желаю всему коллективу управления бесперебойной работы и успешной реализации поставленных задач, крепкого здоровья, мира и семейного благополучия.

Нефть и Газ Сибири №3 (12) 2013

www.ids55.ru