Товарно-коммерческие операции с нефтью и нефтепродуктами в подразделениях магистрального трубопроводного транспорта. Организация, порядок ведения, упр

управления) и далее на последующих промежуточных НПС – системой автоматики по уставке минимального давления на приеме.

Остановка ТУ МН, режим работы которых предусматривает работу трех и более насосных агрегатов на каждой из НПС, а также нефтепроводов, в режим которых включены насосные агрегаты, совместно работающие по схеме параллельного и последовательного включения, должна осуществляться в два этапа:

1-й этап – технологические операции по последовательному снижению режима работы ТУ МН до минимального;

2-й этап – поочередное отключение насосных агрегатов на головной НПС и автоматическое отключение насосных агрегатов на последующих промежуточных НПС системой автоматики по уставке минимального давления на приеме.

На участках, для которых остановка насосных агрегатов в автоматическом режиме по уставке минимального давления может привести к разрыву потока нефти в трубопроводе (образование во внутренней полости МН парогазовых областей), остановка насосных агрегатов промежуточных НПС осуществляется управляющим диспетчером в дистанционном режиме средствами СДКУ. В данном случае для каждой станции рассчитывается значение давления на выходе, при достижении которого производится остановка следующей по потоку станции.

После остановки ТУ МН закрывается линейная задвижка, отключающая конечную НПС с резервуарным парком от линейной части нефтепровода. Допустимое давление, при котором осуществляется закрытие задвижки, определяется из расчета величины допустимого перепада давления на задвижке.

3.1.8. Действия диспетчерского персонала при возникновении нештатных ситуаций

Порядок действий и время реагирования диспетчерского персонала при возникновении нештатных ситуаций, вызывающих необходимость остановки ТУ МН, регламентируются инструкциями, которые предусматривают остановку нефтепровода в случаях:

71

–уменьшения давления более чем на 0,5 кгс/см2 или увеличения более чем на 2,0 кгс/см2, не обусловленных технологическими причинами;

–обнаружения повреждения трубопроводов с выходом нефти;

–обнаружения несанкционированных врезок, техническое состояние которых исключает возможность работы нефтепровода;

–перекрытия внутренней полости трубопровода, произошедшего вследствие несанкционированного закрытия запорной арматуры.

После остановки перекачки выполняются операции по отсечению поврежденного участка нефтепровода линейными задвижками.

Также в инструкции регламентируются порядок действий и время реагирования диспетчерского персонала ТДП, РДП при возникновении нештатных ситуаций, вызывающих необходимость сокращения режима работы ТУ МН. Сокращение режима работы ТУ МН производится в случаях:

–ограничения сдачи нефти производителями в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть»;

–ограничения приема нефти потребителями;

–отсутствия товарного наличия нефти (свободной емкости) в РП НПС, возникшего из-за аварийной остановки МН или насосных агрегатов НПС на подводящих (отводящих) нефтепроводах;

–сокращений режимов, вводимых смежными ОСТ.

Перед выполнением операций по сокращению режима работы МН при возникновении нештатной ситуации диспетчерский персонал ТДП, РДП, МДП и оператор НПС должны обеспечить максимальное использование емкости РП ОСТ для размещения нефти в границах технологического коридора. Максимальные рабочие уровни в резервуарах, работающих в режиме «подключенной емкости», должны определяться исходя из условия обеспечения запаса их свободной емкости (наличия товарной нефти) для приема (откачки) нефти в течение двух часов работы нефтепроводов. Остальные резервуары, выведенные из работы для хранения нефти, должны быть заполнены (опорожнены) до нормативного верхнего (нормативного нижнего) уровня.

72

3.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА РЕЖИМОВ РАБОТЫ

Для обеспечения перекачки нефти по магистральным нефтепроводам на каждый технологический участок разрабатываются карты технологических режимов работы нефтепровода и карты переходных режимов работы нефтепровода. Порядок разработки технологических режимов работы МН, карт технологических режимов работы МН, карт переходных режимов, технологических карт защит МН, планирования работы магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» определяется отраслевыми нормативными документами.

Расчет технологических режимов работы каждого технологического участка нефтепровода выполняется подразделениями главного технолога ОСТ и оформляется в табличном виде. Результаты расчетов проверяются на соответствие фактическим показателям работы нефтепровода по пропускной способности, давлению на выходе и входе каждой НПС. Для проверки проводится опробование каждого режима работой нефтепровода в течение 4 часов. По результатам опробования оформляются акты опробования.

Опробованные технологические и переходные режимы работы нефтепровода вносятся в реестр режимов работы магистрального нефтепровода. Реестр утверждается главным инженером ОСТ (в случае совместной эксплуатации технологического участка – главными инженерами смежных ОСТ).

При разработке переходных режимов работы нефтепровода выполняется расчет последовательности включения или отключения насосных агрегатов на НПС с указанием их номера, а также расчет величины давления на входе и выходе для всех насосных станций технологического участка после каждого изменения состояния насосного агрегата и времени относительно последней выполняемой технологической операции (включение/выключение насосного агрегата), в течение которого достигается указанное давление.

Результаты расчета переходных процессов для каждого режима утверждаются главным инженером ОСТ.

73

Последовательность пуска нефтепровода в работу, перехода

содного режима на другой, остановки нефтепровода с режимов, включенных в утвержденную карту технологических режимов работы магистрального нефтепровода, проходят опробование в реальных условиях работы МН с оформлением соответствующих актов.

Переходные режимы вносятся в карту переходных режимов работы магистрального нефтепровода, которая включает в себя:

–порядок пуска НПС с указанием номеров пускаемых агрегатов, величин давления и времени относительно последнего пуска насосного агрегата, в течение которого достигается указанное давление для всех НПС технологического участка после каждого изменения состояния насосного агрегата;

–порядок включения-отключения насосных агрегатов при переходе

срежима на режим работы магистрального нефтепровода с указанием номеров пускаемых/останавливаемых агрегатов, величин давления и времени относительно последней выполняемой технологической операции (включение/выключение насосного агрегата), в течение которого достигается указанное давление для всех НПС технологического участка после каждого изменения состояния насосного агрегата;

–порядок остановки НПС с указанием номеров останавливаемых агрегатов, величин давления и времени относительно последней остановки, в течение которого достигается указанное давление для всех НПС технологического участка после каждого изменения состояния насосного агрегата.

Порядок управления режимами пуска, остановки насосных агрегатов (местный, дистанционный) указан в инструкции о порядке управления технологическим участком магистрального нефтепровода (пуск, перевод с одного режима работы на другой, остановка). Карты технологических и переходных режимов работы МН утверждаются главным инженером ОСТ для каждого технологического участка нефтепроводов, эксплуатируемых данной ОСТ.

Карты технологических и переходных режимов работы смежных

участков МН, эксплуатируемых двумя ОСТ, утверждаются главными инженерами смежных ОСТ.

74

Режимы работы нефтепровода должны быть рассчитаны:

–в интервале от минимальной производительности нефтепровода до максимальной существующей пропускной способности нефтепровода;

–с шагом, равным включению минимального количества МНА для перехода с одного установившегося режима на следующий по производительности установившийся режим работы МН (табл. 3.1).

75

Для расчетов режимов работы на год значения вязкости и плотности нефти на каждый месяц планируемого года принимаются на основании среднемесячных значений за год, предшествующий году планирования.

Выбор показателей физико-химических свойств нефти проводится на основании замеров температуры, вязкости и плотности на каждом технологическом участке нефтепровода:

–на выходе головной НПС технологического (эксплуатационного) участка нефтепровода;

–в конечном пункте технологического (эксплуатационного) участка нефтепровода;

–после путевых подкачек (при их наличии).

Для получения исходных данных по вязкости, плотности и температуре для расчета технологических режимов работы нефтепровода персонал отдела главного технолога ОСТ разрабатывает:

–совместно с ТТО и по согласованию с АО «Гипротрубопровод»

–перечень мест измерения температуры нефти на входе и выходе НПС, точки установки датчиков температуры;

–совместно с ТТО – перечень мест отбора проб, точки отбора с указанием технических средств, периодичности, типа отбора пробы (точечная, объединенная) и методов измерения (поточный или лабораторный).

Технологические режимы должны соответствовать критерию минимальных удельных (на единицу грузооборота) затрат на электроэнергию из всех расчетов на данную пропускную способность.

Значения давлений каждой НПС технологического участка нефтепровода рассчитываются в зависимости от различных значений взливов в резервуарах и геодезических отметок.

Режимы работы нефтепровода рассчитываются при суммарной разнице высоты взливов и геодезических отметок различных групп резервуаров на головных НПС, НПС с емкостью и конечных пунктах технологических участков нефтепроводов, превышающей 3 м, с шагом 3 м.

76

При расчете режимов учитывается влияние на работу нефтепровода подкачки в нефтепровод (откачки из нефтепровода) передвижными насосными установками.

После остановки нефтепровода перед пуском его в работу выполняются расчеты технологических режимов, которые учитывают остывание трубопровода во время остановки (уменьшение температуры, увеличение вязкости) и нагрев трубы после пуска нефтепровода в работу (увеличение температуры, уменьшение вязкости).

Вязкость и плотность для расчетов режимов работы на месяц принимаются в следующем порядке:

–для каждого технологического участка МН ТТО ОСТ совместно с СГТ составляет таблицу данных по физико-химическим свойствам перекачиваемой нефти за период январь-декабрь прошлого года и с января текущего года до 26 числа текущего месяца, предшествующего планируемому;

–на основании полученных данных СГТ для разработки планаграфика работы МН на месяц принимает в расчет величины вязкости

иплотности, равные величинам планируемого месяца прошлого года, с поправкой на разницу величин между показателями месяца, предшествующего планируемому, прошлого и текущего года.

Для технологических участков нефтепроводов, проложенных параллельно и обеспечивающих перекачку нефти в одном направлении, расчет технологических режимов производится раздельно по каждому нефтепроводу.

Для параллельных нефтепроводов, имеющих на технологическом участке общие нефтенасосные, должны разрабатываться режимы при работе насосной как на параллельные нефтепроводы, так и на каждый нефтепровод в отдельности.

Режимы работы нефтепровода вносятся в карту технологических режимов работы МН на каждый месяц года с учетом прогнозных параметров нефти, перекачиваемой по нефтепроводу.

Служба главного технолога ОСТ обеспечивает ежедневный контроль за соответствием параметров расчетных технологических

77

и переходных режимов работы нефтепроводов и фактических. В случае выявления несоответствия должны быть установлены причины отклонений и внесены соответствующие корректировки в расчеты технологических и переходных режимов, а также в карты технологических режимов работы МН и карты переходных режимов МН.

Для пуска, остановки нефтепровода, перехода с одного режима работы на другой рассчитывается последовательность включенияотключения насосных агрегатов на каждой НПС технологического участка нефтепровода.

Величина минимального давления на приеме насосной станции, при которой возможно осуществить пуск магистрального насоса в работу, определяется по формуле

где РД – номинальный развиваемый напор запускаемого в работу насосного агрегата, кгс/см2;

РМ – минимальное допустимое рабочее давление на входе НПС, кгс/см2.

Результаты расчетов сводятся в таблицы:

–последовательность включения насосных агрегатов при пусках нефтепровода;

–последовательность включений-отключений насосных агрегатов при переходах с одного режима работы нефтепровода на другой;

–последовательность отключений насосных агрегатов при остановке нефтепровода, которые утверждаются главным инженером ОСТ.

Для защиты трубопровода от превышения давления при переходе

снасосного агрегата с меньшим по диаметру рабочим колесом на насосный агрегат с большим по диаметру рабочим колесом давление на выходе НПС должно быть снижено не менее чем на 2 кгс/см2 от величины максимально допустимого рабочего давления на выходе НПС. После перехода давление на выходе НПС должно соответствовать требуемому режиму работы МН.

78

Переход с агрегата на агрегат осуществляется без выдержки времени, после остановки ранее работающего, что фиксируется по показателям токовых нагрузок на насосный агрегат.

Карты переходных режимов работы МН разрабатываются для каждого технологического участка нефтепроводов, эксплуатируемого ОСТ, с учетом режимов, включенных в утвержденную карту технологических режимов работы МН.

Разработка, утверждение и ввод в действие карт переходных режимов работы МН производится одновременно с картами технологических режимов, опробованные переходные режимы вносятся в реестр переходных режимов.

3.3. ТАБЛИЦЫ НОРМАТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ МН И НПС

Таблицы нормативно-технологических параметров работы МН и НПС оформляются на основе произведенных по п. 3.2 расчетов технологических режимов и включают в себя данные по пропускной способности и значениям величин давлений на входе и выходе каждой НПС на каждом технологическом режиме работы данного участка.

3.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КАРТЫ ЗАЩИТ МН

Технологическая карта защит нефтепровода устанавливает следующие параметры допустимых давлений:

–максимально допустимое рабочее давление на выходе НПС после регулирующего устройства. Данная величина не должна превышать фактическую несущую способность трубопровода;

–максимально допустимое рабочее давление на выходе насосов в коллекторе до регулирующего устройства;

–минимально допустимое рабочее давление на приеме НПС;

–максимально допустимое рабочее давление в нефтепроводе на узле подключения (проходящее) при неработающей НПС. Данная ве-

79

личина не должна превышать допустимых давлений по оборудованию и несущей способности трубопровода;

– уставки защит на отключение агрегатов и НПС. Технологические карты защит технологических участков нефте-

проводов разрабатываются СГТ, вводятся в действие с 1 января

ипереутверждаются в следующих случаях:

–1 раз в год до 1 января в плановом порядке;

–при вводе в эксплуатацию, выводе из эксплуатации НПС на технологическом участке нефтепровода;

–по результатам аттестации МН и технологических нефтепроводов НПС;

–при изменении допустимых рабочих давлений на НПС по результатам замены трубы с увеличением фактической несущей способности участка нефтепровода.

Технологические карты защит МН смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОСТ (в соответствующих границах), разрабатываются СГТ того ОСТ, в функции которого входит управление смежным технологическим участком, и утверждаются главными инженерами обоих ОСТ.

ОСТ представляет в электронном виде в центральное диспетчерское управление и отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ПАО «Транснефть» утвержденные технологические карты защит МН по всем эксплуатируемым нефтепроводам.

Изменение величин уставок технологических карт защит магистральных нефтепроводов без согласования с ПАО «Транснефть» не допускается. При необходимости данных изменений ОСТ представляет в компанию на согласование технологическую карту защит магистрального нефтепровода, карту технологических режимов работы нефтепровода с учетом изменения уставок защит и обоснование необходимости изменения значений величин уставок.

80