Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов эксплуатация и техническое обслуживание основные положения Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его утверждения Предисловие

Вид материала

Документы

Содержание Организация и обеспечение транспортировки нефти (нефтепродуктов) Ведение технологических процессов

Подобный материал:

• Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов Техническое диагностирование, 656.6kb.
• Постановлением Госстандарта России от в настоящем стандарте реализованы нормы Федерального, 305.21kb.
• Рабочая программа дисциплины химия нефти и газа направление ооп, 463.07kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 646.54kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 787.61kb.
• Инженерные изыскания для строительства магистральных трубопроводов Настоящий проект, 4113.98kb.
• Название предприятия, 407.46kb.
• Итоги выставок «Трубопроводный транспорт» и«Mera» 15 17 апреля, 2008, 75.78kb.
• «Укрметртестстандарта», 230.8kb.
• Магистральный нефтепроводный транспорт термины и определения рд-01. 120. 00-ктн-228-06, 6467.29kb.

Организация и обеспечение транспортировки нефти (нефтепродуктов)

1. Требования к технологическим режимам работы МН (МНПП)

1. С целью оптимальной загруженности МН (МНПП), перекачка нефти (нефтепродуктов) выполняется согласно план-графику. Параметры работы МН (МНПП) должны описываться в картах технологических режимов работы, а порядок пуска, перевода с режима на режим, остановки МН (МНПП) должны описываться в соответствующей инструкции, разрабатываемой эксплуатирующей организацией.
   
2. Технологический режим работы МН (МНПП) должен обеспечивать перекачку нефти (нефтепродукта) с требуемой производительностью, с наименьшими эксплуатационными затратами, с соблюдением разрешённых рабочих давлений по участкам МН (МНПП).
   
3. Технологическим режимом работы МН (МНПП) задаются значения следующих основных параметров:
   

• производительность перекачки;
  
• объем подкачки (отбора);
  
• количество, тип и номера работающих подпорных и магистральных насосных агрегатов на каждой ПС;
  
• рабочее давление на приеме, до (в коллекторе) и после регулятора давления (на выходе) на каждой ПС;
  
• энергопотребление ПС;
  
• вязкость и плотность закачиваемой в МН (МНПП) нефти (нефтепродукта);
  
• объём ввода противотурбулентной присадки (при её использовании);
  
• объём ввода депрессорной присадки (при её использовании).
  

4. Разрешенное давление по участкам МН (МНПП) устанавливается с учетом раскладки труб и их фактического состояния. Рабочее давление на участке МН (МНПП) должно быть не выше максимально разрешенного давления при всех режимах работы МН (МНПП).
   
5. Мощность, потребляемая насосным агрегатом в режиме работы, не должна превышать установленную мощность электродвигателя данного насосного агрегата.
   
6. Режимы работы МН (МНПП) должны рассчитываться в интервале от минимальной производительности МН (МНПП) до максимальной с шагом, равным включению минимального количества насосных агрегатов, для перехода с одного установившегося режима на следующий.
   
7. Режимы работы МН (МНПП) могут различаться:
   

• комбинациями включения-отключения лупингов, перемычек, параллельных лупингам участков основной нитки МН (МНПП);
  
• комбинациями включения насосных агрегатов (параллельное или последовательное), в том числе с разными рабочими колёсами;
  
• параметрами плотности и вязкости перекачиваемой нефти (нефтепродуктов);
  
• производительностями подкачки либо отбора нефти (нефтепродукта) по трассе МН (МНПП) либо на ПС.
  

8. Оптимальные режимы в условиях работы МН (МНПП) с производительностью ниже проектной должны обеспечиваться использованием сменных роторов магистральных насосов, уменьшением количества работающих ПС, перекачкой одной ПС по параллельным МН (МНПП) с обеспечением контроля каждого эксплуатационного участка МН (МНПП); в долгосрочной перспективе – заменой действующих насосов на типоразмеры меньшей производительности, установкой частотно-регулируемых приводов либо гидромуфт.
   
9. Технологические режимы должны соответствовать критерию минимальных удельных (на единицу грузооборота) затрат на электроэнергию из всех режимов на данную пропускную способность.
   

2. Ведение технологических процессов

1. Технологический процесс перекачки может осуществляться по следующим схемам:
   

• «по-резервуарно» – нефть (нефтепродукты) принимаются в одну группу резервуаров, а другая группа резервуаров подключена для откачки нефти (нефтепродуктов) до следующего РП МН (МНПП) или ПСП – применяется для ведения товарно-коммерческих операции на ПСП для учета нефти (нефтепродуктов), при вытеснении (освобождении) нефти (нефтепродуктов) из трубопровода в резервуары ПС при производстве плановых работ, а также для перехвата воздушных «пробок» или партий некондиционной нефти (нефтепродуктов) (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);
  
• «через резервуары» – весь поток нефти (нефтепродуктов) проходит через резервуар или группу резервуаров – применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ;
  
• «из насоса в насос» – применяется при схеме перекачки, когда необходимое давление для безкавитавитационной работы на входе насосов промежуточных НПС обеспечивается за счет остаточного давления, развиваемого предыдущей ПС;
  
• «с подключенными резервуарами» – применяется на ЛПДС (ПС) с РП для компенсации неравномерности производительности на смежных участках МН (МНПП).
  

2. Время работы МН (МНПП) должно составлять не менее 350 дней или 8400 ч в год.
   
3. При переключениях на ЛЧ МН (МНПП), технологических трубопроводах, производимых без остановки перекачки, закрытие задвижки должно производиться только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.
   
4. При пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов давления на выходе из ПС не должны превышать значений, разрешенных технологическими картами защит.
   
5. В целях уменьшения усталостных напряжений в металле труб и оборудования, повышения их долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу МН (МНПП) в заданном технологическом режиме, избегая значительных колебаний давления – остановок одного или двух насосных агрегатов ПС, остановки перекачки и полного сброса давления.
   
6. При нештатном (незапланированном) изменении технологических параметров работы МН (МНПП) (производительности, давления), отказах или повреждениях технологического оборудования должны быть приняты меры в соответствии с действующими НД эксплуатирующей организации.
   
7. Учет количества нефти (нефтепродуктов) осуществляется в тоннах.
   
8. На нефть (нефтепродукты), принимаемые к транспортировке, должны оформляться документы, подтверждающие их количество и качество.
   
9. Управление технологическим процессом приема, перекачки и поставки нефти (нефтепродуктов) производится диспетчерским подразделением оператора МН (МНПП) из диспетчерского пункта.
   
10. Все переключения на ЛЧ МН (МНПП), технологических трубопроводах, в РП, пуски, остановки основного оборудования, изменения режимов работы ПС должны регистрироваться автоматизированными системами и (или) оперативным персоналом ПС (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций.
    
11. МН (МНПП), резервуары, основное перекачивающее оборудование должны выводиться из работы или резерва только по согласованию с диспетчером, кроме случаев их аварийного состояния или явной опасности для здоровья и жизни людей.