На главную
На главную

РД 39-30-598-81 «Методическое руководство по составлению регламента технологического режима эксплуатации нефтепровода»

Руководство распространяется на все магистральные нефтепроводы, кроме нефтепроводов, на которых используются специальные методы перекачки (например, последовательная перекачка, перекачка с подогревом, перекачка высоковязках нефтей с разбавителями, перекачка нефтей, проявляющих неньютоновские свойства и т.д.).

Обозначение: РД 39-30-598-81
Название рус.: Методическое руководство по составлению регламента технологического режима эксплуатации нефтепровода
Статус: не действующий (Вводится впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.12.1981
Дата окончания срока действия: 01.12.1986
Разработан: ВНИИСПТнефть 450055, г. Уфа-55, 450055, проспект Октября, 144/3
Утвержден: Миннефтепром (19.10.1981)
Опубликован: ВНИИСПТнефть № 1981

МИНИСТЕРСТВОНЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт по
сбору,подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов
ВНИИСПТнефть

Утверждено

первымзаместителем министра

В.И.Игревским

3сентября 1981

МЕТОДИЧЕСКОЕРУКОВОДСТВО
ПО СОСТАВЛЕНИЮ РЕГЛАМЕНТА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОВОДА

РД39-30-598-81

Уфа-1981

"Методической руководство по составлениюрегламента технологического режима эксплуатации нефтепровода" разработанов развитие "Положения о регламенте технологических режимов эксплуатациимагистральных нефтепроводов" (РД 39-30-49-78).

Базой длясоставления методического руководства явились:

- исследования отдела трубопроводного транспортаВНИИСПТнефть;

- действующие общесоюзные и отраслевые стандарты инормативные материалы;

- данные анализа фактических условий работы рядамагистральных нефтепроводов.

Приразработке документа учтены предложения и замечания нефтепроводных управлений ипроектных организаций Миннефтепрома.

"Методическое руководство..." разработаноФ.Г. Мансуровым, Б.Н. Голубевым, Р.С. Хабибуллиным, Р.Н. Саитгареевым.

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

Методическое руководство по составлениюрегламента
технологического режима эксплуатации нефтепровода
РД 39-30-598-81

Вводится впервые

ПриказомМинистерства нефтяной

промышленностиот " 19 " октября 1981 № 550

Срок введенияустановлен с 01.12.81._______

Срок действиядо 01.12.86._______________

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее руководство распространяется на все магистральныенефтепроводы, кроме нефтепроводов, на которых используются специальные методыперекачки (например, последовательная перекачка, перекачка с подогревом,перекачка высоковязках нефтей с разбавителями, перекачка нефтей, проявляющихненьютоновские свойства и т.д.).

1.2. Состав, структура и порядок составлениятехнологического регламента нефтепровода определяется РД 39-30-49-78"Положение о регламенте технологических режимов эксплуатации магистральныхнефтепроводов". В Методическом руководстве приводятся способы определенияосновных параметров технологических режимов эксплуатации магистральныхпаропроводов, уточняется характер и объем информации, включаемой в подразделы ипункты регламента.

1.3. Последовательность изложения материала вМетодическом руководстве соответствует разделу 3"Положения о регламенте...". Названия разделов Методическогоруководства в основном повторяют названияподразделов "Положения о регламенте...". Подразделы и пункты,содержание которых в "Положении о регламенте" раскрыто достаточнополно, в Методическом руководстве не приводятся.

2. СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЯ РЕГЛАМЕНТА

2.1. Назначение регламента

Регламенттехнологических режимов эксплуатации магистрального нефтепровода являетсянормативно-техническим документом, регулирующим порядок технологическойэксплуатации нефтепровода, назначение технологических режимов и параметров егоработы.

Длявременного регламента указывается, на какой период он распространяется.

2.2. Цель регламента

Устойчивоеведение технологического процесса перекачки с высокими технико-экономическимипоказателями.

2.3. Область распространения

Указываетсянефтепровод с головными, конечными сооружениями и ответвлениями, а также службыи подразделения нефтепровода, руководствующиеся в работе регламентом.

2.4. Кем поставлен регламент

Перечисляютсяорганизации исполнители и соисполнители регламента, отмечается их вклад впроведенную работу.

2.5. На основе какихматериалов составлен регламент

Указывается: "Положениео регламенте технологических режимовэксплуатации магистральных нефтепроводов", исполнительная техническаядокументация нефтепровода, данные оперативно-диспетчерского контроля работынефтепровода, результаты научно-исследовательских работ, литературные источники(методики, монографии, научные статьи) и т.п.

2.6. Перечень документов,которыми необходимо дополнительно руководствоваться

Вперечень включаются важнейшие документы и распоряжения вышестоящих организаций,касающиеся выбора и поддержания технологических режимов эксплуатациимагистрального нефтепровода, например, правила технической эксплуатациимагистральных нефтепроводов, правила по технике безопасности и противопожарнойбезопасности, договора на условия поставки нефти с поставщиками ипотребителями.

3. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДА И ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙТОВАРНОЙ НЕФТИ

3.1. Наименование нефтепровода, его длина,диаметр

Приводитсянаименование нефтепровода, его протяженность от головной станции до конечногопункта, условный диаметр.

3.2. Назначение

Указывается,нефти каких нефтедобывающих районов или месторождений транспортируются напункты нефтепереработки, какого района страны.

3.3. Проектнаяпроизводительность и фактическая пропускная способность

Приводится проектнаяпроизводительность, соответствующая достигнутой стадииразвития, наличному составу сооружений и оборудования нефтепровода. Указываетсятакже проектная производительность, которая будет достигнута в результатеполного развития нефтепровода.

В качествефактической пропускной способности указывается производительность нефтепроводапри данном его техническом состоянии, перекачке нефти со средними свойствами намаксимальном режиме в наиболее холодное время года. Определение фактическойпропускной способности производится на основе изучения режима работы нефтепроводав различные периоды года (п. 4.2).

Приопределении годового объема перекачки суточная производительность умножается на350.

3.4.Размещение НПС по трассе нефтепровода, места путевых подключений и их высотныеотметки

Наоснове исполнительной технической документации нефтепровода определяются сточностью до 0,1 км расстояния по трассе от ГПС до узлов подключения НПС кмагистральному трубопроводу, до путевых подключений (сброс, подкачка), а такжедлины приемных и выкидных трубопроводов от узлов подключения НПС до насосных.Определяются с точностью до 0,1 м высотные отметки оси трубы на узлах путевыхподключений и приемных патрубков первых (по ходу нефти) магистральных насосовНПС.

3.5.Длины и эквивалентные диаметры линейных участков между НПС, рассчитанные пофактической раскладке труб

Длиныучастков между НПС и местами путевых подключений определяются, как разности ихрасстояний от ГПС с добавлением длин выкидных и приемных трубопроводов НПС.

Эквивалентныйдиаметр - это внутренний диаметр простого однониточногонефтепровода, равноценного (эквивалентного) по гидравлической характеристикерассматриваемому сложному нефтепроводу без отложений.

Эквивалентныйдиаметр определяется отдельно для каждого линейного участка нефтепровода,находящегося между НПС и узлами путевых подключений по данным таблицыфактической раскладки труб, которая приводится в подразделе"Информационные материалы" приложения регламента (см. приложение,форма 1).

Вычисляютсявнутренние диаметры труб:

,                                                          (1)

где Dнi- наружный диаметр труб, м;

di - толщина стенки труб, м.

Эквивалентныйдиаметр нефтепровода или его части вычисляется по формулам:

дляоднотипного участка

,                                                      (2)

где L -общая длина участка нефтепровода, м;

li - суммарная длина труб научастке с внутренним диаметром Di,м;

n - число труб разного диаметра;

длямногониточного участка

,                                                    (3)

где Dэj- эквивалентный диаметр j-oй нитки;

r - число параллельных ниток.

m - коэффициент, зависящий отрежима течения жидкости; для турбулентного режима m = 0,25.

Длямногониточного участка нефтепровода первоначально рассчитываются эквивалентныедиаметры однониточных элементов по формуле (2), а затем по формуле (3)определяется эквивалентный диаметр многониточного участка.

Эквивалентныйдиаметр сложного линейного участка, состоящего из однониточных и многониточныхэлементов, определяют в два этапа. Вначале по формуле (3) подсчитывают эквивалентныедиаметры многониточных участков. Затем по формуле (2) находят эквивалентный диаметрвсего линейного участка. При этом в формулу (3) для многониточных элементовподставляют значения эквивалентных диаметров.

РазмещениеНПС и мост путевых подключений, их высотные отметки, длины и эквивалентныедиаметры участков между НПС, с включением в них трубопроводов, идущих от НПС доузлов подключения, приводятся в регламенте в виде таблицы (приложение, форма 2).

3.6.Насосно-силовое оборудование НПС

Составляютсятаблицы, в которых по каждой НПС указываются: номера по технологической схемеосновных и подпорных насосных агрегатов; тип (марка) насосов; заводизготовитель; подача, напор, число оборотов, потребляемая мощность(номинальные); тип установленных роторов (подача, диаметр); тип (марка)электродвигателей, завод изготовитель, мощность, число оборотов, номинальныйКПД. Приводятся сведения о наличия резервных роторов к насосам в УМН(количество, подача, диаметр). Формы таблиц даны в приложении (формы 3, 4,5, 6).

Паспортныехарактеристики насосов (кривые зависимости напора, КПД, потребляемой мощностиот расхода) и технологические схемы НПС дают в подразделе "Информационныематериалы" регламента.

3.7. Резервуарная емкостьголовных и промежуточных НПС

Для каждой НПС в виде таблицы приводятся: номеррезервуара по технологической схеме; тип резервуара; геометрическая и полезнаяемкость; допустимая производительность заполнения (откачки) м3/ч;минимальные и максимальные допустимые уровни заполнения в зависимости от схемыработы резервуара (в емкость или с подключенной емкостью); высотные отметкиднищ резервуаров; тип и количество дыхательных клапанов (приложение, форма 7).

Общаяхарактеристика системы телемеханики и автоматики и системы управлениянефтепровода

3.8. В краткой форме отмечается достигнутый уровеньавтоматизации и телемеханизации объектов магистрального трубопровода - линейнойчасти, НПС, резервуарных парков. Приводится краткая функциональная характеристикасистемы телемеханики с указанием следующих ее возможностей:

- телеизмерения параметров перекачки, в том числедавление на всасывании, давление до регулирующего органа, давление вмагистрали, мгновенное значение расхода, значения установок регуляторамперекачивающих станций;

- передача производственно-статистическойинформации, в том числе количество нефти в наличии, количество перекачанногопродукта, количество принятой нефти по источникам, количество нефти, сданнойпотребителю, наличие свободной емкости, расход электроэнергии;

- телеуправления основными перекачивающимиагрегатами, станционными и линейными задвижками;

- телесигнализации положения основного ивспомогательного оборудования, станционных и линейных задвижек, приема и пускаочистных устройств;

- аварийной телесигнализации.

3.9. По насосным станциям отмечается наличиеследующих систем автоматического управления, защиты и контроля с указаниемприменяемых приборов и систем автоматизации:

- автоматическая защита насосной при возникновенииситуаций, опасных для оборудования или персонала насосной или магистральногонефтепровода;

- автоматическая защита и управление каждым насоснымагрегатом по заданной программе;

- автоматизация вспомогательных систем насосной;

- автоматическое регулирование давлений навсасывании и нагнетании;

- автоматическая защита от возникновения крутых волндавления на всасывании.

Физико-химическаяхарактеристика перекачиваемой нефти

3.10. Физико-химическая характеристикаперекачиваемой нефти определяется по данным оперативного контроля качества илиспециального периодического отбора проб (2-3 раза в месяц) и последующего ихлабораторного анализа. Данные берутся за один год, предшествующий началусоставления регламента, по каждому источнику поступления нефти отдельно (припоступлении нефти от нескольких НГДУ, нефтепроводов - по каждому НГДУ,нефтепроводу).

3.11. Вязкость проб нефти определяется лабораторныманализом при нескольких (не менее трех) различных значениях температуры,охватывающих весь интервал изменения температуры нефти в трубопроводе. Порезультатам анализов строятся вязкостно-температурные кривые отдельных пробнефти. Зависимость вязкости от температуры может быть представлена также в видеформулы:

,                                                     (4)

где u- коэффициент кинематической вязкости нефти при температуре t, м2/с;

а,в - эмпирические коэффициенты.

На основеполученных кривых строится средняя вязкостно-температурная кривая нефти, точки которойнаходятся как среднее арифметическое из значений вязкости различных проб,взятых при одинаковой температуре:

,                                                           (5)

где  - средняя вязкостьпри температуре t,

 - вязкость i-й пробы при температуре t,

n - число проб.

3.12. Плотность проб нефти определяется при одномзначении температуры и приводится к стандартной температуре + 20 °С.Характеристикой нефти служит средняя плотность, которая находится как среднееарифметическое из плотности отдельных проб.

Средняяплотность нефти при температуре t вычисляется по формуле:

,                                                    (6)

где r20- плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3;

x - температурная поправка(находится по таблицам).

3.13. Если по нефтепроводу или отдельным егоучасткам перекачиваются смеси нефтей, то физико-химические характеристикисмесей определяются расчетом. Для расчета вязкостно-температурной зависимостисмеси можно воспользоваться формулой:

,                                     (7)

где ki - весовая концентрация i-йнефти в смеси;

,  - кинематическая вязкость смеси икомпонентов, соответственно, м2/с;

S - число компонентов смеси.

Плотность смеси нефтей подсчитывается по формуле:

,                                                           (8)

где rсм,ri- плотность смеси и компонентов, соответственно.

Весовыеконцентрации kiкомпонентов определяются на основе перспективных планов перекачки на срокдействия регламента.

3.14. Степень подготовки нефти характеризуется предельнымдопустимым содержанием солей, воды и мехпримесей.

3.15. В физико-химическойхарактеристике перекачиваемой нефти в виде таблицы (приложение, форма 8) указываются: максимальнаядопустимая упругость паров нефти; предельное допустимое содержание солей, водыи мехпримесей; средние значения плотности и вязкости нефти при температуре 20°С по участкам нефтепровода, на которых не имеется подкачки нефти с другимисвойствами.

Зависимостивязкости и плотности нефти от температуры по источникам поступления и участкамнефтепровода приводятся в подразделе "Информационные материалы"регламента.

Температурныйрежим нефтепровода

3.16. Температурный режим нефтепровода зависит отмногих факторов, из которых наиболее существенны: температура поступающей внефтепровод нефти, производительность перекачки, вязкость перекачиваемой нефти,геометрические параметры (длина, диаметр) и глубина заложения нефтепровода,теплофизические свойства грунта, климатические условия. Ввиду сложностиопределения теплофизических свойств грунта и влияния климатических условийтемпературный режим нефтепровода на период действия регламента (прогнозируемыйпериод) определяется на основе изучения фактического температурного режиманефтепровода за несколько лет (2-3 года), предшествующих времени разработкирегламента (базисный период).

3.17. Для изученияфактического температурного режима нефтепровода в базисном периоде производятсяизмерения температуры нефти в нефтепроводе на начальном и конечном пунктах,пунктах путевого поступления и сброса нефти, промежуточных НПС. На пунктахпутевого поступления замер температуры осуществляется в двух точках: до и послеслияния потоков нефти. На каждом пункте замера температура определяется неменее 10 раз в месяц через равные промежутки времени.

Наиболееточное значение измеряемой температуры обеспечивают приборы контроля, датчикикоторых помещены непосредственно в поток нефти или в специально оборудованные"карманы". При определении температуры в струе нефти, выпускаемой изнефтепровода, измеренное значение температуры следует уменьшать на величину Dtд,учитывающую повышение температуры нефти за счет потери энергии давления:

Dtд= 0,005 Нт,                                                        (9)

где Нт- напор в трубопроводе в месте отбора нефти, м.

При обработкерезультатов измерений по каждому пункту замера определяются среднемесячныезначения температуры:

,                                                             (10)

где ti- результаты отдельного измерения, °С;

n - число измерений в месяц.

По результатамизмерений температурного режима строятся графики изменения среднемесячныхтемператур в течение года для каждого пункта замера температуры. Кривыеизменения температуры разных лет базисного периодананосятся на совмещенные графики и приводятся в подразделе "Информационныематериалы" регламента.

3.18. Температурный режим нефтепровода впрогнозируемом периоде находится с учетом характера изменения технологическихфакторов (производительность, вязкость, начальная температура нефти,эквивалентный диаметр), оказывающих на него существенное влияние. Еслиуказанные факторы в пределах базисного периода изменяются незначительно и ихразличие в базисном и прогнозируемом периодах несущественно, то напрогнозируемый период переносится средний температурный режим базисногопериода. При наличии существенных изменений технологических факторов в пределахбазисного периода или значительного отличия их в прогнозируемом периоде, посравнению с базисным, температурный режим в прогнозируемом периоде определяетсярасчетом.

3.19. На нефтепроводах, имеющих путевые подключения,определение температурного режима ведется раздельно по частям нефтепровода,расположенным между пунктами поступления и сброса нефти, последовательно отначала нефтепровода к его концу.

3.20. Масштаб изменения технологических факторов вбазисном периоде оценивается косвенно по величине разброса среднегодовыхтемператур разных лет базисного периода. По каждому пункту замера температурыопределяются среднегодовые температуры каждого года базисного периода:

,                                                          (11)

где tмi- среднемесячная температура i-го месяца.

Вычисляетсясреднегодовая температура нефтепровода (части). При замере температуры только вначале и конце нефтепровода (части) среднегодовая температура находится поформуле:

,                                                         (12)

где tнг,tкг- среднегодовая температура в начале и конце нефтепровода (части).

При наличиипунктов замера температуры на трассе нефтепровода (части) средняя годоваятемпература находится по зависимости:

,                          (13)

где lн- длина нефтепровода (части);

li - расстояние от i-го до следующего пунктазамера.

Среднегодовыетемпературы различных лет базисного периода сравниваются между собой. Еслиразность между наибольшей и наименьшей температурами не превышает 5 °С, тоизменение технологических параметров в базисном периоде считаетсянесущественным. При большом разбросе среднегодовых температур в базисномпериоде необходим расчет температурного режима в прогнозируемом периоде.

3.21. В случае несущественного изменения технологическихфакторов в базисном периоде проводится оценка их изменения в прогнозируемомпериоде в сравнении с базисным периодом. Находятся средние значения массовогорасхода Gб, вязкости nб, начальной температуры tнб и эквивалентного диаметра Dб нефтепровода (части) вбазисном периоде и соответствующие значения. Gп, nп, tнп, Dп - в прогнозируемом. Средниезначения Gб, nб, tнб, Dб определяются под даннымпоследнего года базисного периода.

Средниймассовый расход Gб находится делениемперекачанного за год количества нефти на календарное время года.

Вязкость nбберется по усредненной вязкостно-температурной кривой перекачиваемой нефти присреднегодовой температуре нефтепровода (части), определяемой по формулам (12), (13).

В качестве tнбпринимается среднегодовая температура нефти в начале нефтепровода (части),полученная в результате обработки замеров температуры.

Эквивалентныйдиаметр Dб определяетсярасчетом (п. 3.5)по состоянию на конец базисного периода.

Средниймассовый расход нефти Gппрогнозируемого периода определяется на основе плановых заданий. Плановоеколичество перекачиваемой нефти делится на календарное время прогнозируемогопериода. При наличии в начале нефтепровода (части) нескольких источниковпоступления нефти оценивается доля каждого источника в общем поступлении нефти:

,                                                              (14)

где Gi -количество нефти, поступающее в течение прогнозируемого периода от i-гоисточника;

n- число источников.

Расчетсредней вязкости нефти прогнозируемого периода nпведется на основе вязкостно-температурных кривых нефтей различных источниковпоступления, построенных на основе результатов контроля вязкости в последнемгоду базисного периода. По кривым находятся значения вязкости нефти каждогоисточника ni при температуре, равной среднегодовойтемпературе нефтепровода (части) последнего года базисного периода. Средняявязкость nпопределяется по формуле:

,                                       (15)

где ri- доля i-гоисточника в поступлении нефти прогнозируемого периода;

n - число источников поступлениянефти.

Среднегодоваяначальная температура нефти прогнозируемого периода определяется позависимости:

,                                                           (16)

где tнi- среднегодовая температура нефти, поступающей от i-го источника.

Если i-м источникомслужит предыдущая часть нефтепровода, температурный режим которой напрогнозируемый период определялся расчетом, то в качества tнiпринимается расчетная среднегодовая температура нефти конца предшествующейчасти нефтепровода. В остальных случаях в качестве tнiпринимается среднегодовая температура последнего года базисного периода.

Эквивалентныйдиаметр Dбопределяется расчетом (п. 3.5) по состоянию на конец прогнозируемого периодас учетом предполагаемого ввода лупингов и резервных ниток после окончаниябазисного периода. Для оценки изменения технологических параметров впрогнозируемом периоде находится изменение начальной температуры

Dtн= tнп- tнб                                                                                                            (17)

иотносительное изменение других параметров:

;                                                             (18)

;                                                           (19)

.                                                            (20)

Вычисляетсявыражение:

,                                                (21)

где et,eG,en, eD- параметры, определяемые по графикам (рис. 1, 2, 3, 4) в зависимости от величин  и iбGб;

l - длина нефтепровода(участка), м;

Gб- средний расход базисного периода, кг/ч;

iб - гидравлический уклон вбазисном периоде, м/м;

; ,

rб - плотность нефти присреднегодовой температуре базисного периода, кг/м3.

Если F > 5, то отличиетехнологических параметров в прогнозируемом периоде значительное и необходимрасчет температурного режима прогнозируемого периода.

При F £5 температурный режим в прогнозируемом периоде принимается такой же, как вбазисном периоде.

3.22. В последнем случае покаждому пункту замера температуры определяются среднемесячные температурыбазисного периода:

,                                                         (22)

где tмi- среднемесячная температура i-го года базисного периода;

К - число летв базисном периоде.

Еслиизмерение температуры на одной или нескольких соседних промежуточных НПС непроводилось, то среднемесячные значения температуры для указанных пунктовопределяются расчетом.

При небольшойразности температур °C на участке нефтепровода,расположенном между соседними пунктами замера температуры, среднемесячнаятемпература на промежуточных НПС находится по линейной зависимости:

,                                                          (23)

где tн(tк)- среднемесячная температура нефти на ближайшем к НПС пункте замера,расположенном ближе к началу (концу) нефтепровода, °С;

lх- расстояние от пункта замера температура tндо промежуточной НПС;

l- общая длина участка нефтепровода, расположенного между пунктами замератемпературы tн,tк;

Рис.1. График для определения параметра en

Рис. 2. График дляопределения параметра etN

Рис.3. График для определения параметра eD

Рис. 4. График для определенияпараметра eG

Призначительной разности температуры на участке °C расчет ведется по формуле:

,                                                      (24)

где tо - среднемесячнаятемпература грунта на глубине заложения осинефтепровода по многолетним данным. Температура грунта tо на отдельных участкахнефтепровода, расположенных между пунктами замера температур tни tк, может бытьразличной.

Для расчетаберется средняя температура:

,                                                           (25)

tоi- среднемесячная температура грунта на i-м участке нефтепровода;

li - длина i-гоучастка;

К- среднемесячное значение полного коэффициента теплопередачи от нефти в грунт,ккал/м2ч °С;

D - эквивалентный диаметррассматриваемого участка нефтепровода;

G - среднемесячный массовый расход,получаемый делением перекачанного за месяцколичества нефти на календарное время, кг/ч;

Ср- массовая теплоемкость нефти, ккал/кг °С;

;

Е- механический эквивалент тепла, Е = 427 кгм/ккал;

i - средний гидравлическийуклон на участке,

,

Q - объемный расход, м3/С;

;

r -средняя плотность нефти, кг/м3;

n - вязкость кинематическаяпри средней температуре нефти на участке, м2/С.

3.23. Расчетпо формуле (24)ведется в следующей последовательности.

Определяетсясредняя температура нефти на участке по формуле:

.                                                           (26)

Повязкостно-температурной кривой находится средняя вязкость нефти при tср.Определяется плотность нефти при tcp.Определяются по формуле значения i. Подставляя в зависимость (24)в качестве lдлину участка нефтепровода, расположенного между пунктами замера температур tн,tк,находят коэффициент теплопередачи К. Так как величина К входит в правуюи левую части зависимости (24) и не выражается в явном виде, определениеК производится методом итераций. Сначала определяется значение Кпо приближенной зависимости:

.                                                    (27)

Приближенноезначение К, подставляется в левую часть выражения (24), аиз правой части находится новое значение К, которое снова подставляетсяв левую часть выражения (24). Вычисление продолжается до совпаденияпоследовательных значений К. Если при указанном порядке вычисленийрезультаты расходятся, то необходимо расчет продолжить, подставляя приближенноезначение К в правую часть выражения (24) и находя новое значение Киз левой части.

Послеопределения коэффициента К, подставляя в выражение (24)вместо l величинуlj(расстояние от пункта замера температуры tндо j-йпромежуточной НПС), находят значение tк,которое представляет искомую температуру нефти на j-й промежуточной НПС.

В случаеневозможности определить величину К при обоих порядках подстановкиприближенных значений в выражение (24) расчет среднемесячнойтемпературы нефти на промежуточных НПС производится по формуле (23).

3.24. Расчет температурногорежима прогнозируемого периода производится следующим образом.

На основеизвестных среднемесячных значений технологических параметров (температуры напунктах замера, температуры грунта по многолетним данным, массового расхода,вязкости и плотности нефти, эквивалентного диаметра) по зависимостям (24)и (27)указанным выше методом определяются среднемесячные значения полногокоэффициента теплопередачи для каждого месяца базисного периода. Коэффициенттеплопередачи находится отдельно для каждого участка нефтепровода, заключенногомежду соседними пунктами контроля температуры. Если разность начальной иконечной температур на участке невелика °C,то расчет ведется по формуле (27). При более значительной разности температуриспользуется зависимость (24).

По найденнымзначениям К определяются среднемесячные значения базисного периода:

,                                                             (28)

где Ki- значение К в i-м году базисного периода;

n - число лет базисного периода.

Температура вначале нефтепровода в прогнозируемом периоде находится по формуле:

,                                                          (29)

где tнi- среднемесячная температура нефти i-гоисточника поступления по данным последнего года базисного периода.

Среднемесячнаятемпература в конце нефтепровода (или его части, расположенной между началом ипервым путевым подключением) находится по зависимости:

,                                         (30)

где ;

.

Ввидузависимости n от tкрешение осуществляется методом итерации. Первое приближение tк1может быть найдено из зависимости (30) при условии А = 0.Далее вычисляется средняя температура нефти нефтепровода (части) по формулам:

при °C,                                  ;                     (31)

при°C,                                  ;                   (32)

По вязкостно-температурнойкривой, построенной для прогнозируемого периода, находится вязкость нефти присредней температуре. Вычисляется средний гидравлический уклон и параметр А. Позависимости (30) находится уточненное значение температурынефти в конце нефтепровода (части). Вычисление продолжается до совпаденияпоследовательных значений tк.После этого, подставив в зависимость (30) последнее из расчетныхзначений параметра А и вместо l расстояние lj от началанефтепровода до j-йпромежуточной НПС, находят среднемесячные температуры нефти на промежуточныхНПС.

Расчеттемпературного режима следующей части нефтепровода производится аналогично. В этомслучае при расчете начальной температуры необходимо учитывать, что температуранефти, поступающей из предшествующей части нефтепровода, принимается равнойрасчетной температуре нефти в конце предшествующей части нефтепровода.

На основенайденных среднемесячных температур нефти НПС и пунктов путевых подключений поформулам (31),(32)определяют среднемесячные температуры нефти на участках нефтепровода, расположенныхмежду указанными пунктами. Среднемесячные температуры нефти на участках сразбивкой по месяцам года приводятся в виде таблицы в п. "Температурныйрежим нефтепровода" регламента (Приложение, форма 9).

Характеризменения гидравлических характеристик участков нефтепровода в период междуочистками его полости

3.25. Характер изменения гидравлическиххарактеристик участков нефтепровода устанавливается на основе данных похарактеристике нефти (п. 3.15), температурному режиму (п. 3.24) ивеличинам эффективных диаметров. Эффективныедиаметры участков нефтепровода между НПС определяются по фактическимпараметрам, которые берутся за год, предшествующий началу составлениярегламента.

3.26. В случаях, когда перекачка по участкунефтепровода ведется с пониженной скоростью (менее 1 м/с) или не производитсярегулярная очистка внутренней полости нефтепровода от отложений, эффективныйдиаметр определяется следующим способом.

Подиспетчерским данным в каждом месяце выбираются 5 - 10 промежутков времени,продолжительностью 8 - 24 часа, в пределах которых параметры перекачки (расход,давления) существенно не меняются. Фиксируются давления в начале и концеучастков НПС и объемы перекачки по двухчасовым замерам. Вычисляются средниенапоры в начале и в конце участков НПС и средний объемный расход за весьпромежуток времени.

Эффективный диаметр для каждогопромежутка времени находится по формуле:

,                                         (33)

где L -длина участка нефтепровода, м;

Q - средний объемный расход, м3/с;

Н- средний напор в начале участка, м;

h - средний напор в концеучастка, м;

DZ - разностьгеодезических отметок конца и начала участка нефтепровода, м;

n - коэффициенткинематической вязкости при среднемесячной температуре участка нефтепровода(определяется по данным п. 3.15, 3.17, 3.22), м2/с.

Определяется среднемесячное значение эффективногодиаметра:

,                                                               (34)

где Dэфi- значение эффективного диаметра в i-м промежутке времени;

n - число промежутков в месяце.

В пункте регламента "Характер изменениягидравлических характеристик участков нефтепровода в период между очистками егополости" приводятся среднемесячные значения эффективного диаметра,вязкости и плотности для каждого месяца года по всем участкам НПС в видетаблицы (Приложение, форма 10).

3.27. Если скорость перекачки более 1 м/с ипроизводится регулярная очистка нефтепровода скребками, то эффективный диаметропределяется на основе результатов оценки состояния полости нефтепровода,проводимой в соответствии с руководством по очистке магистральных нефтепроводов(РД 39-30-295-79), перед очистками и после их проведения в году, предшествующемначалу составления регламента.

Находитсясреднее значения эффективного диаметра после очистки:

,                                                             (35)

где Dэф1i- величина эффективного диаметра после i-го пропуска очистногоустройства;

n - число пропусков очистногоустройства.

Определяетсясреднее значение эффективного диаметра перед очисткой:

,                                                            (36)

где Dэф2i- величина эффективного диаметра перед i-м пропуском очистногоустройства.

Среднийэффективный диаметр dсрв прогнозируемом периоде находится по зависимостям

при Dэф2³0,99 Dэф1,                                ;            (37)

при Dэф2< 0,99 Dэф1,                                .     (38)

Для данногослучая в разделе регламента "Характер изменения гидравлическиххарактеристик участков нефтепровода в период между очистками его полости" указываютсясредние эффективные диаметры, среднемесячные значения вязкости и плотностинефти для каждого месяца года по всем участкам НПС.

4. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

4.1. Предельно допустимыепараметры перекачки устанавливаются проектом нефтепровода.

В случаекаких-либо отклонений от проектных решений (например, при строительстве,реконструкции и т.д.) производится уточнение предельно допустимых параметровперекачки.

Максимальнодопустимое рабочее давление на выходе НПС (после регулирующего органа) принимаетсяв соответствии с главами СНиП II-45-75 и III-42-80 с учетом фактическойраскладки труб и фактических испытательных давлений.

Максимальнодопустимое рабочее давление на выходе насосов (в коллекторе до регулирующегооргана) устанавливается в соответствии с главой СНиП II-45-75 в 1,25 раза нижефактического испытательного давления напорных трубопроводов с учетомпрочностных характеристик корпусов насосов и напорных задвижек.

Минимальнодопустимое рабочее давление на приеме НПС определяется по методикеВНИИСПТнефть, приведенной в "Унификации технологических расчетов помагистральным трубопроводам для нефти и нефтепродуктов" с учетом вязкостии упругости паров перекачиваемой товарной нефти. Данные по предельно допустимымпараметрам перекачки по всем НПС отражаются в таблице (Приложение, форма 11).

4.2. Рациональные вариантытехнологических режимов работы приводятся отдельно для каждого эксплуатационногоучастка нефтепровода для различных периодов года и значений производительности.

Годовой циклэксплуатации нефтепровода разбивается на такие периоды, в течение которых егохарактеристики существенно не изменяются. В качестве периодов могут бытьприняты месяцы года, но как показали исследования действительных условий итехнологических режимов эксплуатации ряда магистральных нефтепроводов,требованиям практики вполне удовлетворяет разбивка годичного цикла на трипериода: зимний, весенне-осенний и летний. В периоды группируются отрезкивремени (месяцы), в которых температурные режимы нефтепровода существенно неотличаются (разница в температурах не более 7 °С). В зимний период, какправило, включаются январь, февраль, март месяцы; в весенне-осенний - апрель,май, ноябрь и декабрь, в летний - июнь, июль, август, сентябрь и октябрьмесяцы. В зависимости от условий работы нефтепровода группировка может быть ииной.

Для каждогопериода задается ряд наиболее экономичных режимов, включающий работу нефтепроводав любых возможных ситуациях.

Выбор режимовможет производиться любыми известными методами, но эти методы должныобеспечивать выбор так называемых "фиксированных режимов" - режимовбез дросселирования, с такими распределениями общего требуемого напора междуНПС, при которых суммарная стоимость потребляемой на перекачку энергииминимальная. То есть, должны быть выбраны такие комбинации включения насосов нанасосных, при которых суммарные затраты на перекачку минимальные.

Например,может быть использована методика и программа "ОРТIМ-1", разработаннаялабораторией эксплуатации трубопроводов отдела трубопроводного транспорта ивычислительным центром ВНИИСПТнефть, которая отвечает приведенным требованиям.

Программа"ОРТIМ-1"*)написана на алгоритмическом языке "Фортан". Рабочая программа иисходные данные вводятся с перфокарт.

*) Пакет программы с инструкцией поэксплуатации может быть выслан заинтересованным организациям по официальномузапросу.

Приреализации программы используются следующие внешние устройства процессора:

- устройство ввода информации с перфокарт;

- устройство вывода на печать;

- пультовая пишущая машинка;

- внешний накопитель с прямым доступом на магнитныхдисках.

Задачарешается на ЭВМ "ЕС-1020", "ЕС-1022" с использованиемтранслятора "Фортран IV". Программа составлена иреализована средствами математического обеспечения ДОС-ЕС. При решении задачииспользуются стандартные модули "Фортран IV", предназначенные длявычисления различных математических функций и служебных действий.

Для решениязадачи вводятся данные по технической характеристике нефтепровода (участка):длина и диаметры линейных участков (п. 3.5), геодезические отметкинасосных (п. 3.4),оборудование насосных и их характеристики (п. 3.6), ограничения потехнологическим параметрам: минимально и максимально допустимые напоры наприемах и выходах насосных (п. 4.1); данные по свойствам перекачиваемой нефти:вязкость и плотность (п.п. 3.10 - 3.15); стоимость единицыэнергии на насосных.

В программепредусмотрено максимальное количество

периодоввремени - 12;

линейныхучастков нефтепровода - 10;

комбинацийвключения насосов на одной насосной - 15;

типов насосов(роторов) - 10;

значенийнапора, а также и КПД для насоса одного типа - 29.

Для каждогопериода времени задаются свои значения диаметров линейных участков, вязкости иплотности перекачиваемой нефти. Остальные данные по периодам не изменяются.

Еслинеобходимо рассчитать режимы до максимальной производительности (пропускнойспособности) нефтепровода, то в качестве верхней границы диапазона, в которомтребуется рассчитать режимы, задается любое число, заведомо больше пропускнойспособности. Режимы рассчитываются отдельно для каждого эксплуатационногоучастка (перегона), работающего на независимом режиме.

Для упрощенияпрограммы условно принято, что на всех НПС установлено по 5 насосов. Наголовной насосной четыре основных и один подпорный насос, два или трипараллельно работающих подпорных насоса считаются как один насос. Напромежуточных НПС в качестве пятого насоса используется фиктивный насос снапором, равным нулю, и КПД, равным единице при всех значенияхпроизводительности. Поэтому в общее число типов насосов включается один такойнасос. Если насосная находится в неработоспособном состоянии или необходиморассмотреть случай, когда она не работает, то принимается, что насоснаяоборудована только такими (фиктивными) насосами.

Характеристикинасосов, зависимость их напоров и КПД от расхода вводятся таблично. КПДдвигателей принят постоянным.

Результаты расчетоввыводятся в виде таблиц для каждого значения расхода.

Программапозволяет для нескольких (до 12) периодов рассчитать ряд режимов для заданных сопределенным шагом значений производительности перекачки в требуемом диапазоне.Производится анализ полученных режимов, и из них отбираются"фиксированные". Анализ может заключаться в построении графиковзависимости стоимости перекачки от расхода и нахождения точек, наиболее близколежащих к плавной кривой, проведенной через самые правые и нижние точки. Эти точкисоответствуют режимам с наилучшими показателями и включаются в рекомендуемыйряд режимов. По каждому режиму приводятся параметры, указанные в приложении(форма 12).

4.3. Для выбора оптимального варианта оснащениянасосных по типу и размеру рабочих колес насосов рассматривается нескольковариантов оснащения насосных. Выбор оптимального варианта производится, какправило, путем последовательного сопоставления вариантов. Предварительнозадается любой (например, существующий) вариант оснащения. Рассчитываютсярежимы для различных периодов года и значений производительности (близких кпропускной способности нефтепровода). Проводится их анализ, на основе которогозадается другой скорректированный вариант. Рассчитываются режимы для этоговарианта, проводится их анализ и сопоставление результатов по вариантам и такдалее, пока не будет найден вариант, удовлетворяющий всем требованиям иобеспечивающий выбор необходимого, достаточно большого количества экономичных режимовв рабочем диапазоне по производительности, удобство (плавность) перехода содного режима на другой с минимальным количеством переключений.

Приназначении вариантов, анализе и сопоставлении результатов расчетов по нимнеобходимо руководствоваться следующими соображениями.

Заданныйвариант должен обеспечивать работу насосных без дросселирования.При наличии дросселирования необходимо стремиться исключить его путем заменыбольшего числа работавших насосов с меньшими рабочими колесами на меньшее числонасосов с большими колесами, только при невозможности этого - путем уменьшенияразмеров рабочих колес некоторых насосов.

Выбордостаточно большого числа "фиксированных режимов" и плавный переход содного режима на другой обеспечиваются при оснащении насосов НПС рабочимиколесами разного размера. Достаточно хорошие результаты получаются уже приоснащении насосов каждой из НПС колесами двух размеров (на двух насосах -колеса одного размера, а на двух других - другого).

Из имеющегосянабора роторов максимально должны использоваться рабочие колеса с наибольшимиразмерами, имеющие, как правило, наибольшие КПД. При этом общее количествоработающих на всех станциях насосов будет минимальным. То есть, из двухвариантов, имеющих одинаковые показатели по затратам на потребляемую энергию,необходимо выбирать тот, в котором работает меньшее число насосов.

Повозможности на головной насосной, если она не лимитирующая, необходимосоздавать напор меньше предельно допустимого. На насосных, где стоимостьэнергии выше, должны создаваться минимально возможные дифференциальные напоры.

В регламентвносятся наилучший вариант оснащения насосных и ряд "фиксированных"режимов для каждого периода года при этом оснащении.

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Порядок пускаи остановки нефтепровода, отдельных НПС и насосных агрегатов при нормальныхусловиях

5.1. Приводятся применяемые программы запусканасосных агрегатов (на открытую, приоткрытую или закрытую задвижку) и основныепринципы, определяющие порядок пуска и остановки нефтепровода:

- остановка насосной станции осуществляетсяотключением насосных агрегатов, начиная с последнего по ходу движения нефти;

- пуск насосной станции в работу производитсяпоочередным включением насосных агрегатов, начиная с первого по ходу движениянефти;

- пуск нефтепровода осуществляется последовательнымвключением насосных агрегатов, начиная с головной насосной станции; при этомвывод нефтепровода на заданный режим работы, как правило, проводится внесколько этапов: вначале на каждой станции запускаются по одному агрегату,затем включаются вторые агрегаты и т.д. довыхода нефтепровода на заданный режим работы;

- остановка нефтепровода также осуществляется,начиная с головной насосной станции, последовательным отключением насосныхагрегатов, вначале на первой станции, затем на второй и т.д. до полнойостановки нефтепровода.

Порядокперехода с одного режима на другой при изменении производительности

5.2. Приводятся безопасные диапазоны значенийдавлений на нагнетании и всасывании каждой НПС, в пределах которыхосуществляются операции включения (отключения) насосных агрегатов при пуске,остановке или изменении режима работы нефтепровода, а также основные принципы,определяющие порядок перехода с одного режима работы трубопровода на другой:

- перевод нефтепровода с одного режима работы надругой производится поочередным переводом насосных станций на новый режим,начиная с головы нефтепровода;

- переход нефтепровода на режим с пониженнойпроизводительностью осуществляется в два этапа: вначале, если на новом режимечисло работающих насосов меньше, отключаются лишние агрегаты, затем понеобходимости производится замена одного работающего агрегата на другой;

- переход на режим с более высокойпроизводительностью производят также в два этапа; однако в этом случаепереключения наносных агрегатов осуществляют в обратном порядке (вначале заменанасосов, затем включение необходимых дополнительных агрегатов).

6. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

6.1. Приводятся данные, отражающие объем, периодичностьи порядок проведения контроля параметров технологических режимов, а такжевопросы регистрации результатов контроля и краткая функциональнаяхарактеристика применяемых технических средств контроля.

6.2. Перечень параметров, по которым осуществляетсяконтроль технологических режимов перекачки:

- расход;

- физико-химические показатели перекачиваемой нефти;

- комбинации включения в работу насосных агрегатовпо НПС;

- давление на приемах НПС;

- давление на выходах насосов;

- давление на выходе НПС;

- расход электроэнергии.

6.3. Данные по объему и периодичности контроляпараметров технологических режимов на НПС, РНУ и УМН оформляются в видетаблицы, приведенной в приложении (форма 13).

6.4. Приводятся формы документов, в которыхрегистрируются результаты контроля параметров перекачки на НПС и РНУ.

6.5. Указываются объем и порядок передачи информациипо технологическому процессу перекачки в РДП с насосных станций нефтепровода.

6.6. В случае наличия отклонений от общепринятыхсхем указываются места установки регулирующих органов и датчиковтехнологических параметров перекачки.

6.7. Настройка приборов защиты по предельным иаварийным давлениям на всасывании и нагнетании насосных станций производится всоответствии с указаниями СНиПIII-42-80 и "Основными положениями по автоматизации и телемеханизациимагистральных нефтепроводов" института Гипротрубопровод.

7. ОЧИСТКА НЕФТЕПРОВОДА

7.1. В разделе указывается, что все работы поочистке осуществляется в соответствии с "Руководством по очисткемагистральных нефтепроводов" (РД 39-30-295-79) и приводятся особенности иконкретные способы и средства очистки нефтепровода:

- периодичность очистки по участкам, устанавливаемаяна основе обобщения опыта и результатов очистки в году, предшествующемсоставлению регламента;

- порядок (способ и периодичность) оценки состоянияполости нефтепровода и назначения очереднойочистки его участков: очередная очистка участка нефтепровода проводится приснижении его пропускной способности не более чем на 3 %;

- причина снижения пропускной способностинефтепровода и в соответствии с этим способ и средство его очистки;

- работа промежуточных НПС в период приема илипропуска очистных устройств;

- имеющиеся особенности в организации и проведенииочистки, не отраженные в "Руководстве ...";

- сведения о предварительной очистке (когдапроведена, чем и основные результаты).

7.2. Если на нефтепроводе не введена регулярнаяочистка, то по результатам предварительной и последующих опытных очистокпериодичность, способ и средство очистки могут быть уточнены.

8. УЧЕТ И РЕГИСТРАЦИЯ ПОСТАВКИ НЕФТИ

Порядок приема и поставки нефти

8.1. Указываются документы, которые определяют порядокприема и поставки нефти и регулируют взаимоотношения между нефтедобывающимипредприятиями, нефтепроводными управлениями и нефтеперерабатывающимипредприятиями.

Приводитсяинформация том, где и какими способами и средствами осуществляется замер иопределение количества сданной или отгруженной нефти при приемо-сдаточныхоперациях и в процессе перекачки.

Контролькачества нефти

8.2. Указывается, кто контролирует качество нефтипри приеме от поставщиков, перекачке по нефтепроводам и сдаче потребителям.

Приводитсяинформация о порядке, периодичности, месте, способах и средствах отбора пробнефти из резервуаров и трубопроводов.

Указываютсяпоказатели качества нефти, подлежащие обязательному определению (контролю), идокументы, в которых регистрируются результаты контроля.

Объем,оформление и периодичность передаваемой оперативной информации о качестве иобъеме перекачки нефти по НПС, РНУ и УМН.

Составлениедокументации

8.3. Указываются документы, в которых фиксируются результатыанализов проб образцов нефти, отбираемых из резервуаров и трубопроводов.

Приводятся сведения о том, кем и через какойинтервал времени оперативная информация о качественефти по НПС и РНУ передается в УМН и ОДУ.

Указываютсядокументы, на основании которых составляется месячный, квартальный и годовойотчеты о качестве принятой и сданной нефти.

Приводитсяинформация: кем осуществляется оперативный контроль и учет объемов перекачаннойнефти, периодичность передачи данных по контролю и учету диспетчеру РНУ и УМН.

Указываютсяпервичные и основные документы по учету нефти, отражающие ее фактическоеналичие на магистральном трубопроводе (в резервуарах, внутристанционныхкоммуникациях и трубопроводах линейной части), а также документы, в которыхфиксируются сведения о технологическом процессе приема и перекачки нефти поучастку трубопровода за сутки.

Приложение

Формы таблиц регламента

Форма 1

ВЕДОМОСТЬ

фактической раскладки труб нефтепровода......... на участке ............... км

Км от до

Пикетаж от до

Длина, м

Диаметр и толщина, мм

Марка стали

1

2

3

4

5

Форма 2

Размещение НПС

НПС или пункт путевого подключения

Расстояние от ГПС, км

Высотные отметки, м

Длина участка, км

Экв. диаметр, Dэкв, м

1

2

3

4

5

Форма3

Характеристика насосов

Шифр

Марка

Завод-изготовитель

Число оборотов в мин

Тип установленного ротора

Подача, м3

Диаметр, мм

Напор, м

Потребл. мощность, кВт

1

2

3

4

5

6

7

8

Форма 4

Характеристикаэлектродвигателей

Шифр

Марка

Завод-изготовитель

Мощность, кВТ

Число оборотов, об/мин

К.П.Д.

1

2

3

4

5

6

Форма5

Шифр установленных на НПС агрегатов

НПС

Номера агрегатов

Основных

Подпорных

1

2

3

4

1

2

3

1. "Ленинск"

2/4х

6/2

3/3

4/1

2/1

2/1

2/1

х) В числителе приводится шифрнасоса, в знаменателе шифр электродвигателя.

Форма6

Списокрезервных роторов

Шифр ротора

Подача, м3

Диаметр, мм

Напор, м.ст.жид

Форма 7

Характеристика технологическихрезервуаров

Номер резервуара по тех-смене

Тип резервуара

Геомет. емкость, м3

Полезн. емкость, м3

Допустим. производ. заполнен., м3

Минимально-допустимый уровень заполнения, м

Максимально-допустимый уровень заполнения, м

Высотные отметки днища резервуара, м

Дыхательные клапаны

Тип и диаметр условного прохода, Dу, мм

К-во, шт.

Форма 8

Характеристиканефтей

Участок нефтепровода

Плотность, кг/м3

Вязкость, м2

Содержание

Упругость паров (мм рт.ст.)

воды, %

солей, мг/л

мех. примес., %

Форма 9

Среднемесячнаятемпература нефти по участкам трубопровода

Участок нефтепровода

Порядковый номер месяца

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

ХI

ХII

Форма 10

Среднемесячное значение эффективногодиаметра, вязкости и плотности

Участок нефтепровода

Обозначение параметра

Порядковый номер месяца

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

ХI

ХII

Юргамыш-Мишкино

Дэф

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мишкино-Медведское

Дэф

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Форма 11

Продольно-допустимыерабочие давления

НПС

Максимально-допустимое рабочее давление на выходе НПС, Па (кгс/см2)

Максимально-допустимое рабочее давление на выходе насосов, кгс/см2

Минимально-допустимое рабочее давление на приеме НПС, кгс/см2

Форма 12

Параметры технологического режима

Перегон Юргамыш-Ленинск    Трубопровод УБКУА  Вариант 510

Период I    Расход 8000 м3     Стоимость 176 руб/ч

Наименование НПС

№№ комб. включ. насосов

Давление, кгс/см2

Пропуск. способн. уч-ков, м3

на приеме НПС

диф. насосов

на выкиде насосов

на выходе НПС

1

2

3

4

5

6

7

Юргамыш

5

0,34

32,35

32,69

32,43

17750

Форма 13

Объем и периодичность контролятехнологических параметров

Наименование параметра

НПС

РНУ

УМН

Примечание

наличие контроля

периодичность

наличие контроля

периодичность

наличие контроля

периодичность

 

Расход

-

-

+

2 час

+

2 час

На НПС "Березники" и ПС "Волково" расход определяется через каждые 2 часа

СОДЕРЖАНИЕ

 

Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.