ОР 13.01-60.30.00-КТН-007-3-02 Регламент разработки технологических карт, режимов работы магистральных нефтепроводов, планирования и учета потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО "АК "Транснефть"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО « АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ, РЕЖИМОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПЛАНИРОВАНИЯ И УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОАО МН ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

Утвержден 31 декабря 2002 г.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВИ П         - внутритрубный инспекционный прибор;

ДС            - диспетчерская служба;

ОАСУ      - отдел автоматизированных систем управления, автоматизации технологических процессов и т.п.;

ОГМ         - отдел главного механика;

ОГЭ         - отдел главного энергетика;

ОЭН         - отдел эксплуатации нефтепроводов;

ПКУ         - пункт контроля и управления;

ПЭО         - планово-экономический отдел;

СТР          - служба технологических режимов, отдел главного технолога, группа по расчету технологических режимов в составе других отделов;

ТТС          - товарно-транспортная служба, товарно-транспортный отдел, производственно-коммерческий отдел и т.п.;

ФО           - финансовый отдел.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент устанавливает порядок разработки технологических карт МН, режимов МН и технологических карт защит нефтепровода, а также планирования и учета потребления электроэнергии на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть».

Настоящий регламент вводится взамен «Регламента разработки технологических карт, режимов работы магистральных нефтепроводов и оборудования Н П С и обеспечения ими рабочих мест», утвержденного 04.03.2000, и «Регламента планирования, учета и контроля электропотребления в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть», утвержденного 21.03.2002.

2. ВИДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

2.1. Технологические режимы работы магистральных нефтепроводов

2 .1.1. Карты технологических режимов работы магистральных нефтепроводов.

Карты технологических режимов включают технологические режимы работы магистральных нефтепроводов (Приложение 1), рассчитанные для производительностей в интервале от минимальной до максимально-возможной производительности, исходя из технического состояния трубопровода и оборудования, находящегося в постоянной эксплуатации, а также физических параметров перекачиваемой нефти.

2 .1 .2. Плановые технологические режимы работы магистральных нефтепроводов на год, месяц.

Плановые технологические режимы работы магистральных нефтепроводов на год, месяц рассчитываются на плановую перекачку нефти в течение года, месяца с учетом режимов, включенных в карту технологических режимов работы МН (Приложение 2), а также:

- плана остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов;

- других работ продолжительностью свыше 5 часов, требующих изменения режимов работы нефтепроводов или снижения суточной производительности на 5 % и более;

- физических параметров перекачиваемой нефти.

2.2. Технологическая карта защит нефтепровода

Технологическая карта защит нефтепровода устанавливает основные параметры допустимых давлений, которые должны быть установлены на НП С (Приложение 3):

- максимально-допустимое рабочее давление на выходе НПС после регулирующего устройства, исходя из технического состояния и фактической несущей способности трубопровода;

- максимально-допустимое рабочее давление на выходе насосов в коллекторе до регулирующего устройства с учетом фактического испытательного давления трубопроводов коллектора, прочностных характеристик корпусов насосов и запорной арматуры;

- минимально-допустимое рабочее давление на приеме НПС с учетом допустимого кавитационного запаса для магистральных насосов, вязкости и упругости паров перекачиваемой нефти;

- максимально-допустимое рабочее давление в нефтепроводе на узле подключения (проходящее) при неработаю щ ей НПС. На НП С должен быть установлен контроль превышения этого давления путем световой и звуковой сигнализац ии в операторной при повышении давления от установившегося на 2 кгс/см2 и снижении на 0,5 кгс/см2;

- уставки защит на отключение агрегатов и НПС.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

3 .1 . Разработка карт технологических режимов работы МН

3.1.1. Карты технологических режимов работы МН разрабатываются для каждого технологического участка нефтепроводов, эксплуатируемых ОАО МН, для физических параметров нефти, фактически перекачиваемой по нефтепроводу, для периодов года, в которых производительность режимов с одним и тем же набором насосного оборудования отличается более чем на 5 % за счет изменения физических параметров нефти.

3 .1 .2. В карту технологических режимов включаются режимы для максимально-возможной производительности участка Q max и минимальной производительности участка Q min , а также для ряда производительностей в интервале от Q min до Q max .

Технологические режимы должны соответствовать критерию минимальных удельных (на единицу грузооборота) затрат на электроэнергию.

3.1.3. Для технологических участков нефтепроводов, проложенных параллельно и обеспечивающих перекачку нефти в одном направлении, разрабатываются технологические режимы, в которых производительность на этих участках указывается как их суммарная величина в данном направлении.

3.1.4. Карты технологических режимов работы магистральных нефтепроводов на следующий год разрабатывает СТР ОАО МН. Карты технологических режимов работы МН вводятся в действие с 01.01 и пересматриваются ежегодно.

Для разработки карт технологических режимов нефтепроводов Главные инженеры РНУ представляют в ОАО МН в срок до 08.12 следующую информацию:

- перечень выведенных из эксплуатации (на консервацию и в режим содержания в безопасном состоянии) участков нефтепроводов;

- перечень находящихся в постоянной эксплуатации электродвигателей магистральных и подпорных насосов по каждой НПС;

- перечень находящихся в постоянной эксплуатации магистральн ы х и подпорных насосов (с указанием типоразмера рабочих колес и минимальной допустимой производительности насосов) по каждой НПС и перечень выведенных из эксплуатации на консервацию и в режим содержания в безопасном состоянии НПС (насосных).

3 .1 .5. На основании полученных за подписью главных инженеров РНУ данных, службы ОАО МН представляют в СТР до 10.12 следующую информацию:

- ОЭН перечень выведенных из эксплуатации (на консервацию и в режим содержания в безопасном состоянии) участков нефтепроводов (Приложение 4);

- ОГЭ - перечень находящихся в постоянной эксплуатации электродвигателей магистральных и подпорных насосов по каждой НПС (Приложение 5);

- ОГМ - перечень находящихся в постоянной эксплуатации магистральных и подпорных насосов (с указанием типоразмера рабочих колес и минимальной допустимой производительности насосов) по каждой НПС (Приложение 6); перечень выведенных из эксплуатации на консервацию и в режим содержания в безопасном состоянии НПС (насосных) (Приложение 7).

3 .1 .6. Проекты карт технологических режимов подписывает начальник СТР и передает на подпись по направлению деятельности: заместителю генерального директора ОАО МН по ТТО, начальнику ТТС, начальнику ОЭН, главному механику, главному энергетику, начальнику ОАСУ и главным инженерам РНУ (по принадлежности технологических участков). Указанные службы и главные инженеры РНУ рассматривают и подписывают проекты карт технологических режимов в течение четырёх дней с момента получения.

Подписанные указанными специалистами карты технологических режимов работы МН представляются СТР на утверждение главному инженеру ОАО МН.

3.1.7. Главный инженер ОАО МН до 25.12 утверждает проекты карт технологических режимов работы МН.

3 .1 .8. СТР передает утвержденные карты технологических режимов в ТТС, ОЭН, ОГЭ, ОАСУ, диспетчерскую службу (ДС) ОАО МН и районные нефтепроводны е управления (Приложение 8 ) в течение суток с момента утверждения.

3.1.9. В течение суток с момента получения утвержденных кар т технологических режимов из ОАО МН, ТТС РНУ передает их с сопроводительным письмом на НПС, ЛПДС согласно принадлежности к технологическим участкам, а также в диспетчерскую РДП РНУ.

3 .1.1 0. Начальники НПС, ЛП ДС обеспечивают картами технолог ических режимов рабочие места - операторные НПС.

3.1.11. Карты технологических режимов работы смежных участков М Н, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствующих границах), разрабатываются СТР того ОАО МН, в функции которого в ходит управление смежным технологическим участком.

ОАО МН до 10.1 2 представляют в смежные ОАО МН, разрабатыв ающие карты технологических режимов работы на совместно э ксплуатируемые участки, данные по высотным отметкам трассы, разрешенным рабочим давлениям для линейной части и НПС, а также все данные, указанные в п. 3.1.5, относящиеся к таким участкам.

Разработанные карты технологических режимов утверждаются г лавными инженерами обоих ОАО МН и направляются в службы и филиалы ОАО МН в соответствии с пп. 3.1.8- 3.1.10.

3.1.12. ОАО МН (СТР) до 01.01, а также в течение 2 суток после внесения изменений, представляют в электронном виде в центральное диспетчерское управление и отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО « АК «Транснефть» утвержденные карты технологических режимов по всем эксплуатируемым нефтепроводам.

3 .1.1 3. Расчетный режим максимальной производительности технологического участка Q max , по карте технологических режимов, должен быть опробован в течение 5-и суток после утверждения карты, путем обеспечения в течение 4-х часов установившегося режима с оформлением акта (Приложение 9). Акт опробования представляется а отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» в течении двух дней.

3.2. Разработка плановых технологических режимов МН на год

3.2.1. Технологические режимы работы МН на следующий год с целью обеспечения плановой перекачки нефти и определения плановых затрат электроэнергии на перекачку нефти разрабатываются из расчета работы МН 350 суток в году и не более 15 суток останов ок или эквивалентного времени сниженных режимов работы в год.

3.2.2. Департамент транспорта, учета и качества нефти ОАО «АК «Транснефть» разрабатывает график транспортировки нефти на сле д ующий год (Приложение 10) с учетом максимально-возможной годовой пропускной способности нефтепроводов и в срок до 22.09 направляет его в ОАО МН.

3.2.3. ТТС ОАО МН на основании графика транспортировки неф ти в срок до 23.09 представляет в СТР текущего года данные о пл анируемой перекачке и физических параметрах нефти по кажд ому тарифному участку на следующий год с разбивкой по месяцам (П риложение 11, таблица 11.1). Данные о физических параметрах нефти принимаются по данным о качестве нефти за соответствующ ий месяц предыдущего года.

3.2.4. Главные инженеры РНУ в срок до 08.09 текущего года представляют в ОАО МН :

- план вывода из эксплуатации насосных агрегатов для проведения ремонта на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ;

- план вывода из эксплуатации электродвигателей насосных агрегатов для проведения ремонта и наладочных работ электроэнергетического оборудования на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ;

- план вывода из эксплуатации НПС (Л П ДС) для ежеквартальной проверки систем автоматизации, а также проведения ремонтных и наладочных работ с остановкой насосных агрегатов и НПС на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ.

3.2.5. ОГ М ОАО МН на основании данных РНУ в срок до 12.09 текущего года представляет в ОЭН план вывода из эксплуатации насосных агрегатов для проведения ремонта на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ (Приложение 12).

3.2.6. ОГЭ ОАО МН на основании данных РНУ в срок до 12.09 текущего года представляет в ОЭН план вывода из эксплуатации электродвигателей насосных агрегатов для проведения ремонта и наладочных работ электроэнергетического оборудования на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ (Приложение 13).

3.2.7. ОАСУ ОАО МН на основании данных РНУ в срок до 12.09. текущего года представляет в ОЭН ОАО МН план вывода из эксплуатации НПС (ЛПДС) для ежеквартальной проверки систем автоматизации, а также проведения ремонтных и наладочных работ с остановкой насосных агрегатов и НПС на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ (Приложение 14).

3.2.8. ОЭН ОАО МН разрабатывает проект плана остановок и работы нефтепроводо в с изменением режимов для проведения капитального ремонта, очистки и диагностики на следующий год с указанием сроков мероприятий и продолжительности работ, с уче том данных, полученных от главных инженеров РНУ, ОГМ, ОГЭ и ОАСУ. ОЭН в срок до 21.09 текущего года представляет в СТР указанны й проект плана, а также обобщенные данные, полученные от ОГМ, ОГЭ и ОАСУ.

3.2.9. СТР ОАО МН в срок до 27.09 текущего года на основании и с учетом указанных данных производит расчет оптимальных (по к ритерию минимальных удельных, на единицу грузооборота, затрат э лектроэнергию) плановых технологических режимов работы технолог ических участков МН для каждого варианта отключения лупингов, параллельных ниток, перераспределения потоков по параллел ьны м нефтепроводам. Для каждого режима определяется время работы и мощность насосных агрегатов,

3.2.10. СТР ОАО МН после расчетов технологических режимов работы МН формирует с учетом карт технологических режимов работы МН проекты режимов работы МН на каждый месяц следующего года (Приложение 15).

3.2. 11. Проекты режимов работы МН на следующий год подписывает начальник СТР и передает на подпись по направлению деятельности: заместителю генерального директора ОАО МН по ТТО, начальнику ТТС, начальнику ОЭН, главному механику, главному энергетику, начальнику ОАСУ, главным инженерам РНУ (по принадлежности технологических участков). Указанные службы и главные инженеры РНУ рассматривают и подписывают проекты режимов работы МН на следующий год в течение суток с момента получения.

Подписанные указанными специалистами режимы работы МН на следующий год представляются СТР на утверждение главному инженеру ОАО МН.

3.2 .12 . Главный инженер ОАО МН до 28.09 утверждает режимы работы МН на следующий год.

3.2.13. СТР передает утвержденные режимы работы МН на следующий год в ОГЭ ОАО МН в течение часа с момента получения утвержденных режимов.

3.2 .1 4. ОГЭ ОАО МН планирует электропотребление на следующий год (п. 6.1).

3.2.15. Плановые режимы работы на следующий год смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствую щ их границах), разрабатываются СТР того ОАО МН, в функции которого входит управление смежным технологическим участком и утверждаются главными инженерами обоих ОАО МН в срок, указ анный в п. 3.2.12.

3.3. Разработка плановых технологических режимов МН на месяц

3.3 .1 . Плановые технологические режимы нефтепроводов на месяц для обеспечения плановой перекачки разрабатываются для каждого технологического участка нефтепроводов, эксплуатируемых ОАО МН, с учетом карт технологических режимов работы МН, технологических карт защит нефтепроводов и технологического о борудова ния НП С, прогнозных физических параметров нефти, плана остан овок и работы нефтепроводов со снижением режимов, а также других работ продолжительностью свыше 5 часов, требующих изменения режимов работы нефтепроводов.

Плановые технологические режимы должны соответствовать критерию минимальных удельных (на единицу грузооборота) затрат на электроэнергию при обеспечении плановой перекачки нефти.

Для параллельных нефтепроводов, обеспечивающих перекачку в одном направлении, технологические режимы разрабатываются с учетом требований п. 3.1.3.

3.3.2. Департамент транспорта, учета и качества нефти ОАО « АК «Транснефть» в срок до 25 числа текущего месяца направляет в ОАО МН график транспортировки нефти на следующий месяц (Приложение 16).

3.3.3. Департамент технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть» до 22 числа текущего месяца направляет в ОАО МН план остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов на следующий месяц по форме, установленной Регламентом по организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов.

3.3.4. ТТС ОАО МН представляет в СТР данные о планируемой перекачке (брутто) по каждому тарифному участку на следующий месяц и физических параметрах перекачиваемой нефти (плотность, кинематическая вязкость нефти) до 26 числа текущего месяца (Приложение 11, табл. 11.2). Данные о физических параметрах нефти принимаются по данным о качестве нефти за соответствующий месяц предыдущего года.

3.3.5. Главные инженеры РНУ до 18 числа текущего месяца представляет в ОАО МН планы ремонтных работ на следующий месяц продолжительностью более 5 часов с указанием сроков и продолжительности ремонта:

- по выводу из эксплуатации насосных агрегатов и НПС;

- по выводу из эксплуатации электродвигателей насосных агрегатов и электроэнергетического оборудования НПС;

- по выводу оборудования АСУ из эксплуатации для проведения ремонта с остановкой насосных агрегатов и НПС.

3.3.6. ОГМ ОАО МН представляет в ОЭН план вывода из эксплуатации насосных агрегатов и НПС для проведения ремонта на срок более 5 часов с указанием продолжительности ремонта (Приложение 12), план-график аттестации механо-технологического обо рудования (с указанием требуемого изменения давления в трубо п роводах для проведения ак устико-эмиссионной диагностики) на следующий месяц до 20 числа текущего месяца.

3.3.7. ОГЭ ОАО МН представляет в ОЭН план вывода из эксплу а тац ии электродвигателей насосных агрегатов и электроэнергетич еского оборудования НПС для проведения ремонта на срок более 5 часов, с указанием продолжительности ремонта (Приложение 13), заявки энергоснабжающих организаций на отключение внешних и сточников электроснабжения на следующий месяц до 20 числа текущего месяца.

3.3.8. ОАСУ ОАО МН представляет в ОЭН план вывода оборудования АСУ из эксплуатации для проведения ремонта с остановкой насосных агрегатов и НПС на срок более 5 часов, с указанием продолжительности ремонта на следующий месяц до 20 числа текущего месяца (Приложение 14).

3.3.9. ОЭН ОАО МН представляет в СТР план остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов на срок более 5 часов, план очистки МН и пропуска ВИП (с указанием необходимых параметров: скорости и объема нефти, останавливаемых НПС для пропуска ВИП), план-график акустико-эмиссионной диагностики (с указанием требуемого изменения давления в трубопроводах) на следующий месяц, а также обобщенные данные, полученные от ОГМ, ОГЭ и ОАСУ до 22 числа текущего месяца.

3.3 .1 0. СТР до 27 числа текущего месяца на основании указанных данных определяет плановые технологические режимы работы МН на месяц (Приложение 2), формирует режимы работы МН (Приложение 15) на следующий месяц и организует согласование технологических режимов со смежными ОАО МН до 27 числа.

3.3 .11 . Проекты технологических режимов и режимов работы МН на месяц подписывает начальник СТР и передает на подпись по направлению деятельности: заместителю генерального директора ОАО МН по ТТО, начальнику ТТС, начальнику ОЭН, главному механику, главному энергетику, начальнику ОАСУ, а также главным инженерам РНУ (по принадлежности технологических участков). Указанные с лужбы и главные инженеры РНУ рассматривают и подписывают проекты режимов в течение одного часа с момента получения.

Подписанные указанными специалистами плановые технологи ч еские режимы работы МН и режимы работы МН на месяц предс тавляются СТР на утверждение главному инженеру ОАО МН.

3.3 .1 2. Главный инженер ОАО МН до 27 числа текущего месяца утверждает плановые технологические режимы работы МН и режимы работы МН на следующий месяц.

3.3.13. СТР передает утвержденные плановы е технологические режимы и режимы работы М Н на месяц в ТТС, ОЭН, ОГЭ, ОАСУ диспетчерскую службу (ДС) ОАО МН и районные нефтепров одные управления (Приложение 8 ) в течение часа с момента утверждения.

3.3.14. В течение суток с момента получения утвержденных технологических режимов из ОАО МН, ТТС РНУ передает их с сопроводительным письмом на Н П С, ЛПДС согласно принадлежности к технологическим участкам, а также в диспетчерскую РДП РНУ.

3.3.15. Начальники НПС, ЛПДС обеспечивают технологическими режимами и режимами работы МН на месяц рабочие места - операторные НПС.

3.3 .1 6. Плановые технологические режимы работы и режимы работы на месяц смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствующих границах), разрабатываются СТР того ОАО МН, в функции которого входит управление смежным технологическим участком и утверждаются главными инженерами обоих ОАО МН в срок, указанный в п. 3.3.12.

3.3.17. Диспетчерская служба ОАО МН обеспечивает выполнение заданных режимов работы технологических участков.

Отклонения допускаются только на основании пунктов 4.2 - 4.4 данного Регламента.

3.3 .1 8. ОГЭ ОАО МН планирует электропотребление на следующий месяц (п. 6.2).

3.3 .1 9. ОАО МН (СТР) до 1 числа следующего месяца представляют в электронном виде в центральное диспетчерское управление ОАО « АК «Транснефть» утвержденные плановые технологические режимы МН на месяц.

3.3.20. ОАО МН (ОЭН) до 5 числа месяца, предшествующего планируемому, представляют в электронном виде в ОАО «АК «Транснефть» данные о пропускных способностях всех эксплуатируемых ОАО МН магистральных нефтепроводов на следующий месяц с указанием необходимых мероприятий для доведения существующей пропускной способности до максимально возможной по форме Приложения 17 в соответствии с Регламентом по организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов.

4. КОРРЕКТИРОВКА КАРТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ МН И ПЛАНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ МН

4 .1 . При вводе (выводе) в эксплуатацию новых участков МН, нефтеперекачивающих станций, резервуаров, замены оборудования НПС, изменения физико-химических свойств нефти, изменение п редельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам диагн остического обследования карты технологических режимов работы МН и плановые технологические режимы работы МН пересм атриваются и переутверждаются:

- за 10 дней до ввода в эксплуатацию, плановому выводу из эксплуатации и перевода в режим содержания в безопасном состоянии новых участков МН, нефтеперекачивающих станций, изменения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам аттестации;

- в течение 5 часов после получения данных, требующих снижения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам диагностического обследования;

- в течение двух дней после получения данных, требующих снижения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам аттестации и др.

Переутверждение производится в том же порядке, как и утверждение.

4.2. Допускается изменение утвержденных режимов работы МН на месяц в следующих случаях:

- форс-мажорные обстоятельства;

- ограничение приема нефти потребителями и недопоставка планового количества нефти производителями;

- при отказах и авариях технологического оборудования НПС и на линейной части нефтепроводов;

- изменения планов перекачки нефти по количеству и маршрута м;

- недостаточное наличие нефти или свободной емкости в резервуарны х парках смежных ОАО МН;

- по распоряжению центрального диспетчерского управления ОАО « АК «Транснефть».

4.3. При изменении плана поставки нефти на месяц Департамент транспорта, учета и качества нефти ОАО «АК Транснефть» доводи т до сведения ТТС ОАО МН измененный график транспортировки нефти на месяц:

- в течение пяти дней, если превышение объемов составляет не более 5 % от предыдущего графика;

- в течение двух дней, если изменение объемов составляет более 5 % от предыдущего графика.

4.4. В случае внесения изменений в график транспортировки нефти на месяц, ТТС ОАО МН в течение 1 дня производит перерасчет п ерекачки по соответствующим участкам и передает в СТР ОАО МН.

При поступлении от ТТС ОАО МН данных об изменениях перекачки нефти по отдельным тарифным участкам, СТР корректирует плановые технологические режимы работы МН и режимы работы МН по соответствующим технологическим участкам в течение 1 дня и после переутверждения передает их в ТТС и ОГЭ.

5. КОНТРОЛЬ И АНАЛИЗ СОБЛЮДЕНИЯ ПЛАНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

ОАО МН организует ежедневный контроль и анализ соблюдения ежесуточных плановых режимов перекачки нефти, выполнения перекачки запланированного количества нефти и соответствия фактических и плановых величин электропотребления.

5 .1. Посуточный учет соблюдения режимов проводится по форме Приложения 18, где СТР вносит данные о плановых режимах до начала текущего месяца, службы ОАО МН вносят следующие данные за предыдущие сутки:

- о фактических режимах работы и причинах отклонений от плановых режимов - диспетчерская служба ОАО МН до 11 :00 местного времени следующего дня;

- о суточном энергопотреблении насосных агрегатов - ОГЭ ОАО МН на основании данных ОГЭ РН Уд о 12:00 местного времени следующего дня.

Диспетчерская служба ОАО МН обеспечивает хранение данных посуточного учета соблюдения режимов работы нефтепроводов. Срок хранения не менее 3 лет.

5.2. Контроль правильности внесения данных о соблюдении утвержденных ежесуточных режимов работы МН диспетчерской службой ОАО МН возлагается на СТР ОАО МН.

5.3. Диспетчерская служба ОАО МН докладывает главному инженеру и заместителю генерального директора ОАО МН по ТТ О о причинах отклонений от плановых режимов до начала ежедневного оперативного совещания руководителей отделов и служб у главного инженера ОАО МН.

5.4. На ежедневном оперативном совещании руководителей отделов и служб у главного инженера ОАО МН проводится анализ отклонений с уточнением причин (отказы, выход из строя оборудования, задержка сроков выполнения плановых работ, ошибки персонала и др.). На основании результатов анализа принимаются меры по восполнению допущенного отставания от плановой перекачки в последующие дни текущего месяца.

5.5. На основании данных посуточного учета СТР и диспетчерская служба ОАО МН готовят сводный анализ соблюдения режимо в р аботы МН за месяц и представляют на рассмотрение главного инженера ОАО МН до 10 числа следующего месяца.

6. ПЛАНИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

6.1. Планирование электропотребления на год

6 .1.1 . ОГЭ ОАО МН в срок до 30.09 текущего года на основании п омесячных режимов работы МН (включающих энергозатраты насосных агрегатов) на следующий год рассчитывает электропотребление (электроэнергия, мощность) на год (Приложение 19) с учетом структуры потребления (Приложение 20) и мероприятий по энергосбережению. Результаты расчета передаются в ПЭО ОАО МН.

6.1.2. На основании данных планируемого электропотребления оформляется заявка на следующий год и передается в энергоснабжающую организацию до 01.10 текущего года.

6.1.3. ОГЭ ОАО МН в срок до 05.10 текущего года представляет на согласование в СГЭ ОАО « АК «Транснефть» расчет затрат на электрическую энергию по статье «Энергия покупная» на планируемый год (Приложение 21). СГЭ ОАО «АК «Транснефть» согласованный расчет передает в департамент экономики ОАО «АК «Транснефть» до 10.10 текущего года.

6.2. Планирование электропотребления на месяц

6.2. 1. ОГЭ ОАО МН до 28 числа текущего месяца на основании утвержденных режимов работы МН на месяц (п. 3.3.13) рассчитывает планируемое электропотребление (электроэнергия и мощность) на следующий месяц (Приложение 19) с учетом структуры потребления (Приложение 20). После уточнения ТТС плана перекачки нефти производится корректировка и переутверждение плановых режимов работы МН на месяц согласно раздела 4, и при несоответствии объёмов электропотребления запланированным производится коррект ировка.

6.2.2. ОГЭ ОАО МН планируемые объемы электроэнергии доводит до РНУ. ОГЭ РНУ ведет посуточный контроль исполнения плана потребления электроэнергии на установленные режимы ра б оты МН.

7. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

7 .1 . На каждой ЛПДС (НПС) и в других структурных подразделениях должна быть утвержденная ответственным за электрохозяйство РНУ (УМН, НУ) схема учета электроэнергии. Учет должен быть организован согласно структуры потребления электроэнергии по направлениям использования (Приложение 20). ОАО МН организует суточный, месячный, годовой учет плановой (заявленной) фактической электрической энергии и мощности.

7.2. На Н П С ведется суточный учет электроэнергии и мощности по направлениям использования (перекачка, собственные нужды, прочее производственное потребление, отпуск на сторону) и контроль за соблюдением планов электропотребления.

7.2.1. Оперативный персонал НПС в 24:00 час. мск. времени вносит показания с электросчетчиков в журнал учета электроэнергии. Расчет суточного электропотребления вносится в ведомость учета и ежедневно передается в ОГЭ РНУ (Приложение 21). Срок и способ передачи информации об электропотреблении устанавливается распоряжением по ОАО МН.

7.2.2. ОГЭ РНУ ежедневно формирует сводную ведомость электропотребления по РНУ и технологическим участкам МН, ведет контроль и анализ суточного электропотребления по сравнению с плановыми показателями и причин их отклонения и передает информацию в ОГЭ ОАО МН (Приложение 22).

7.3. ОГЭ ОАО МН ежедекадно формирует сводную ведомость электропотребления ОАО МН по НПС, РНУ, энергосистемам, технологическим участкам нефтепроводов, ведется контроль и анализ электропотребления по сравнению с плановыми показателями и причин их отклонения (Приложение 23).

7.4. По окончанию месяца на основании суточных данных нарастающим итогом в ОГЭ РНУ, ОГЭ ОАО МН формируется сводные ведомости электропотребления по направлениям использования, по РНУ, по технологическим участкам и нефтепроводам, по энергосистемам. Месячный учет ведется для расчетов с электроснабжаю щ ей организацией и анализа расхода электроэнергии по направлениям использования, удельных расходов по магистральным нефтепроводам.

7.5. Контроль за соблюдением плановых величин электропотребления и мощности возлагается на ОГЭ ОАО МН.

7.6. ОГЭ ОАО МН на основании учета электропотребления и мощности, данных по грузообороту, удельного расхода и затрат по НПС и технологическим участкам нефтепроводов (Приложение 23) ежемесячно до 10 числа следующего месяца выполняет анализ расхода электропотребления по направлениям использования и соблюдения договорных величин и представляет главному инженеру ОАО МН.

8. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ ЗАЩИТ МН

8.1. Технологические карты защит нефтепроводов (Приложение 3) в водятся в действие с 01.02 и пересматриваются ежегодно. Технологические карты защит нефтепроводов разрабатывает СТР ежегодно до 18.01 на основании следующих данных.

- СТР определяет максимально-допустимое проходящее давление при неработающей НПС.

- ОЭН определяет максимально допустимое рабочее давление после регулирующих заслонок по несущей способности труб линейной части МН.

- ОГ М определяет минимально и максимально-допустимые рабочие давления на приёме станции и максимально-допустимое рабочее давление до регулирующих заслонок.

Для разработки технологических карт защит МН ежегодно до 10.01 ОЭН и ОГМ ОАО МН представляет в СТР вышеперечисленные данные.

8.2. Проекты технологических карт защит нефтепроводов подписывает начальник СТР и передает на подпись начальникам ОАСУ, ОЭН и ОГМ, а также главным инженерам РНУ (по принадлежности технологических участков). Начальники ОАСУ, ОЭН, ОГМ и главные инженеры РНУ рассматривают и подписывают проекты технологических карт защит МН в течение одного дня с момента получения.

Подписанные указанными специалистами технологические карты защит нефтепроводов представляются СТР на утверждение главному инженеру ОАО МН.

8.3. Главный инженер ОАО МН в течение одного дня утверждает технологические карты защит нефтепроводов.

8.4. СТР передает утвержденные технологические карты защит МН в ОЭН, ОГМ, ОАСУ, диспетчерскую службу ОАО МН и районные нефтепроводн ы е управления (Приложение 8) в течение суток с момента утверждения.

8.5. В течение суток с момента получения утвержденных технологических карт защит МН из ОАО МН, ТТС РНУ передает их с сопроводительным письмом на НПС, ЛП ДС согласно принадлежности к технологическим участкам, а также в диспетчерскую РДП РНУ.

8.6. Начальники ЛПДС (НПС) обеспечивают технологическими к артами защит МН рабочие места - операторные НПС и передают их начальникам участка СА и ТМ ЛПДС (НПС) в течение суток с момента получения.

8.7 Начальник участка СА и ТМ Л П ДС (Н ПС) в течение 3 часов с момента получения технологических карт защит МН обеспечивает приведение уставок технологических защит в соответствие с утвер жденной картой.

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

8.9. Технологические карты защит МН пересматриваются:

- за 10 дней до ввода в эксплуатацию новых участков МН, нефтеперекачивающих станций, повышения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам аттестации;

- в течение 5 часов после получения данных, требующих снижения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам диагностического обследования;

- в течение двух дней после получения данных, требующих снижения предельно-допустимых давлений нефтепроводов по результатам аттестации и др.

Переутверждение производится в том же порядке, как и утверждение.

8.10. ОАО МН (СТР) представляют в электронном виде в центральное диспетчерское управление и отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО « АК «Транснефть» утвержденные технологические карты защит МН по всем эксплуатируемым нефтепроводам в течение 2 суток после утверждения (переутверждения).


Приложение 1

Утверждаю

Главный инженер ОАО М Н

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Утверждаю*

Главный инженер ОАО МН

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Карта технологических режимов МН ___________ (технологического участка _____________) на ______________ (месяцы) для нефти ν = ___ мм2/с, ρ = ___ кг/м3

№ режима

Производительность (на участке ___ км -___ км)**,

Наименование показателя

НПС ___, марка НА*** _______

НПС ____, марка НА _______

...

НПС ____, марка НА _______

Производительность (на участке ___ км -___ км)**,

НПС ____, марка НА _______

...

Примечание

млн. т./год

млн. т./год

тыс. т/сут.

тыс. т/сут.

т/2 ч

т/2 ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Тип и кол-во НА

Схема работы НА

Рвх. кг/см 2

Рколл. кг/см 2

Рвых. кг/см 2

Уставка защиты ****

Рзащ. , кг/см 2

Мо щ ность, кВт

2

Тип и кол-во НА

Схема работы НА

Рвх. кг/см 2

Рколл. кг/см 2

Рвых. кг/см 2

Уставка защиты ****

Рзащ. , кг/см 2

Мощность, кВт

Примечания: * Карты технологических режимов работы смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствующих границах), утверждаются главными инженерами обоих ОАО МН;

** При изменении производительности по длине трубопровода за счет отборов и подкачек;

*** НА - насосный агрегат;

**** Давление после регулирующей заслонки (на отключение НПС), согласно технологической карте защит нефтепроводов.

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ТТС

ОГМ

ОГЭ

ОАСУ

Гл. инженер _____ РНУ

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ТТ С

ОГМ

ОГЭ

ОАСУ

Гл. инженер _____ РНУ

Приложение 2

Утверждаю

Главный инженер ОАО М Н

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Утверждаю*

Главный инженер ОАО МН

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Плановые технологические режимы МН ___________ (технологического участка ___________ ) на ___________ месяц 200_ г. для нефти ν = ___ мм2/с, ρ = ___ кг/м3

№ режима

Производительность (на участке ___ км -___ км)**,

Наименование показателя

НПС ___, марка НА*** _______

НПС ____, марка НА _______

...

НПС ____, марка НА _______

Производительность (на участке ___ км -___ км)**,

НПС ____, марка НА _______

...

Примечание

млн. т./год

млн. т./год

тыс. т/сут.

тыс. т/сут.

т/2 ч

т/2 ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Тип и кол-во НА

Схема работы НА

Рвх. кг/см 2

Рколл. кг/см 2

Рвых. кг/см 2

Уставка защиты ****

Рзащ. , кг/см 2

Мо щ ность, кВт

2

Тип и кол-во НА

Схема работы НА

Рвх. кг/см 2

Рколл. кг/см 2

Рвых. кг/см 2

Уставка защиты ****

Рзащ. , кг/см 2

Мощность, кВт

Примечания: * плановые технологические режимы работы смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствующих границах), утверждаются главными инженерами обоих ОАО МН;

** при изменении производительности по длине трубопровода за счет отборов и подкачек;

*** НА - насосный агрегат;

**** давление после регулирующей заслонки (на отключение НПС) , согласно технологической карте защит нефтепроводов.

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ТТС

ОГМ

ОГЭ

ОАСУ

Гл. инженер _____ РНУ

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ТТ С

ОГМ

ОГЭ

ОАСУ

Гл. инженер _____ РНУ

Приложение 3

Утверждаю

Главный инженер ОАО М Н

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Утверждаю*

Главный инженер ОАО МН

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Технологическая карта защит нефтепроводов

№ п/п

ЛПДС (НПС)

№ технолог. режима

Макс. допустимое проходящее давление при неработающей НПС, кгс/см2

Давление на приеме станции, кгс/см2

Давление до регулирующих заслонок, кгс/см2

Давление после регулирующих заслонок, кгс/см2

Макс. допустимое при работающей НПС

Мин. допустимое рабочее (уставка САР ≥ Рраб)

Уставка защиты, кгс/см2/сек

Макс. допустимое рабочее

Уставка защиты, кгс/см2

Мин. допустимое рабочее (уставка САР ≥ Рраб)

Уставка защиты, кгс/см2

на отключение 1-го по ходу агрегата

на отключение НПС

на отключение 1-го по ходу агрегата

на отключение НПС

на отключение 1-го по ходу агрегата

на отключение НПС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Наименование нефтепровода

Примечания: * технологические карты защит нефтепроводов смежных участков МН, эксплуатируемых двумя ОАО МН (в соответствующих границах), утверждаются главными инженерами обоих ОАО МН.

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ОАСУ

ОГМ

Гл. инженер _____ РНУ

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН

ОАСУ

ОГМ

Гл. инженер _____ РНУ

Приложение 4

Сведения о выведенных из эксплуатации участках нефтепроводов по ОАО МН (по состоянию на 10 декабря 200_ г.)

№ п/п

Нефтепровод, участок

Диаметр условный, мм

Протяженность участка, км-км

Год вывода из эксплуатации

Время, необходимое для ввода в эксплуатацию, дней

В таблицу не включаются участки нефтепроводов, выведенные из эксплуатации вследствие их замены.

Начальник ОЭН ОАО МН

Приложение 5

Перечень находящихся в постоянной эксплуатации электродвигателей подпорных и магистральных насосных агрегатов по ОАО МН (по состоянию на 10 декабря 200_ г.)

№ п/п

НПС

№ насосного агрегата по технологической схеме

Марка электродвигателя

Допустимая мощность, кВт

Главный энергетик ОАО МН

Приложение 6

Перечень находящихся в постоянной эксплуатации подпорных и магистральных насосных агрегатов по ОАО МН (по состоянию на 10 декабря 200_ г.)

№ п/п

НПС

№ насосного агрегата по технолог, схеме

Марка насоса

Диаметр рабочего колеса D н , мм

Ширина лопатки рабочего колеса, мм

Номинал, расход, м3

Мин. допустимый расход, м3

Главный механик ОАО МН

Приложение 7

Сведения о выведенных из эксплуатации НПС по ОАО МН (по состоянию на 10 декабря 200_ г.)

№ п/п

Нефтепровод

НПС

Год вывода из эксплуатации

Время, необходимое для ввода в эксплуатацию, дней

Главный механик ОАО МН

Приложение 8

Порядок оформления и хранения документации

№ п/п

Наименование документа

Кем разрабатывается

Кем подписываются

Кем утверждается

Кому передаётся

Где хранится

1

2

3

4

5

6

7

1

Технологическая карта защит нефтепроводов

СТР, ОГМ, ОАСУ, ОА О М Н

1. ОГМ ОА О М Н

2. ОАСУ ОАО МН

3. ОЭН ОАО МН

4. Главными инженерами РНУ

Главным инженером ОА О М Н

1. РНУ

2. ТТ С О АО М Н

3. ОАСУ ОА О М Н

4. ОЭН ОАО МН

1. СТР (оригинал)

2. ТТС ОА О М Н

3. ОАСУ ОА О М Н

4. ОЭН ОА О М Н

5. Диспетчерская ТДП ОА О М Н

6. Диспетчерская РДП РНУ

7. Операторная НПС

2

Карта технологических режимов МН.

СТР

1. ОЭ Н О АО М Н

2 . Т ТС О АО М Н

3. ОГ М О АО М Н

4 . ОГЭ О АО М Н

5 . ОАСУ ОАО МН

6. Главными инженерами РНУ

Главным инженером ОА О М Н

1. ОАО « АК «Транснефть»

2. ОГМ ОА О М Н

3. ТТС ОА О М Н

4. ОАС У О АО М Н

5. ОЭН ОА О М Н

6. ОГ Э О АО М Н

7. РНУ

1. СТР (оригинал)

2. ТТС ОА О М Н

3. Диспетчерская ТДП ОА О М Н

4. Диспетчерская РДП РНУ

5. Операторная НПС

3

Плановые технологические режимы МН на год

СТР

1. ОЭ Н О АО М Н

2 . Т ТС О АО М Н

3. ОГ М О АО М Н

4 . ОГЭ О АО М Н

5 . ОАСУ ОАО МН

6. Главными инженерами РНУ

Главным инженером ОА О М Н

1. ОГМ ОА О М Н

2. ТТС ОА О М Н

3. ОАСУ ОА О М Н

4. ОЭН ОА О М Н

5. ОГЭ ОА О М Н

6. РНУ

1. СТР (оригинал)

2. ТТС ОА О М Н

3. Диспетчерская ТДП ОА О М Н

4. Диспетчерская РДП РНУ

5. Операторная НПС

4

Плановые режимы работы МН на месяц

СТР

1. ОЭ Н О АО М Н

2 . Т ТС О АО М Н

3. ОГ М О АО М Н

4 . ОГЭ О АО М Н

5 . ОАСУ ОАО МН

6. Главными инженерами РНУ

Главным инженером ОА О М Н

1. ОГМ ОА О М Н

2. ТТС ОА О М Н

3. ОАСУ ОА О М Н

4. ОЭН ОА О М Н

5. ОГЭ ОА О М Н

6. РНУ

1. СТР (оригинал)

2. ТТС ОА О М Н

3. Диспетчерская ТДП ОА О М Н

4. Диспетчерская РДП РНУ

5. Операторная НПС

Приложение 9

Акт опробования технологического режима с производительностью ____ тыс. т/сут. МН ___________ (технологического участка ___________) ОАО ____ МН для нефти ν = ___ мм2/с, ρ = ___ кг/м3

от « ___» __ _____ 20__ г.

Комиссия в составе:

председатель - зам. генерального директора по ТТ О _______

члены комиссии:

начальник ТТС _______________ главный механик ______________

начальник СТР _______________ главный энергетик _____________

выполнила опробование технологического режима с производительностью ____ тыс. т/сут.

МН _________ (технологического участка __________).

В период с __ час. __ мин. по __ час. __ мин. « __» __ ______ 20__ г. параметры технологического режима составили:

№ режима по технологической карте

Производительность (на участке ___ км - ____ км)*,

Наименование показателя

НПС ____, марка НА** ___________

НПС ____, марка НА ___________

...

НПС ____, марка НА ___________

Производительность (на участке ___ км - ____ км)*,

НПС ____, марка НА ___________

...

Примечание

т/2 ч

т/2 ч

по карте

факт

по карте

факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Тип и кол-во НА

Схема работы НА

Рвх. кг/см 2

по карте

факт

Рколл. кг/см 2

по карте

факт

Рвых. кг/см 2

по карте

факт

Мощность, кВт

по карте

факт

П римечания:

* При изменении производительности по длине трубопровода за счет отборов и подкачек.

** НА - насосный агрегат.

На основании результатов опробования комиссия подтверждает (не подтверждает) соответствие фактических параметров режима данным карты технологических режимов.

(Подписи председателя и членов комиссии)

Приложение 10

График транспортировки нефти ОАО ____________ МН на 200_ г.

ПСП

Перекачка, тыс. т

1

2

3

Прием - всего

Прием от нефтепроизводителей - всего

ОА О «. ..»

ОАО « ...»

...

Прием от ОАО МН - всего

ОАО ___ МН

ОАО ___ МН

...

Транспорти р овка - всего

ОАО МН - всего

ОАО ___ МН

ОАО ___ МН

...

НПЗ России - всего

____ НПЗ

_____ НПЗ

...

На экспорт

...

...

Начальник службы планирования грузопотоков и режимов перекачки ОАО « АК «Транснефть»

Приложение 11

Таблица 11.1

Перекачка и физические параметры нефти по МН ___________ (технологическим участкам) ОАО __________ МН на 200_ г.

№ п/п

Нефтепровод (участок)

Месяц

январь

февраль

...

Перекачка, тыс. т

Плотность нефти, кг/м3

Вязкость нефти, мм 2

Перекачка, тыс. т

Плотность нефти, кг/м3

Вязкость нефти, мм 2

1

2

Начальник ТТ С

Таблица 11 .2

Перекачка и физические параметры нефти по МН _____________________ (технологическим участкам) ОАО ________________ МН на __________ месяц 200_ г.

№ п/п

Нефтепровод (участок)

Перекачка, тыс. т

Плотность нефти, кг/м3

Вязкость нефти, мм2

1

2

Начальник ТТС

Приложение 12

План вывода в ремонт насосных агрегатов, их вспомогательных систем и НПС на 200_ г. по ОАО МН

№ п/п

Объект

январь

февраль

...

декабрь

Дата

Продолжительность, час.

Вид ремонта

Дата

Продолжительность, час.

Вид ремонта

Дата

Продолжительность, час.

Вид ремонта

1

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

2

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

Главный механик

Главный энергетик

Начальник ОАСУ

Начальник ОЭН

Приложение 13

План вывода из эксплуатации электродвигателей насосных агрегатов для проведения ремонта и наладочных работ электроэнергетического оборудования на 200_ г. по ОАО МН

№ п/п

Объект

январь

февраль

...

декабрь

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

1

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

2

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

Главный энергетик

Главный механик

Начальник ОАСУ

Начальник ОЭН

Приложение 14

План вывода из эксплуатации НПС для проверки общестанционных защит, проведения ремонтных и наладочных работ с остановкой насосных агрегатов и НПС на 200_ г. по ОАО МН

№ п/п

Объект

январь

февраль

...

декабрь

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

Дата

Продолжительность, час.

Вид работ

1

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

2

Нефтепровод,

НПС,

№ агрегата

Начальник ОАСУ

Главный энергетик

Главный механик

Начальник ОЭН

Приложение 15

Утверждаю

Главный инженер ОАО М Н

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Утверждаю*

Главный инженер ОАО МН

___________________ ФИО

« ___» ____________ 200_ г.

Режим работы магистрального нефтепровода (технологического участка) _________ для обеспечения перекачки _______ тыс. т на ____________ (месяц) в 200_ г.

Период (числа месяца)

Технологический режим №

Время работы, час.

Производительность, тыс. т/2ч.

НПС _____

НПС ______

...

Всего по участку

насосный агрегат №

Потребленная электроэнергия, тыс. кВт × ч

Мощность, кВт

Насосный агрегат №

Потребленная электроэнергия, тыс. кВтч

Мощность, кВт

Потребленная электроэнергия, тыс. кВтч

Мощность, кВт

0 1-0 6

1

128

0 6-1 1

2

132

11-13

-

48

Остановка

...

ИТОГО

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН                       ОАСУ

ОГМ                      ТТ С                        ОГЭ

Главный инженер РНУ

Начальник СТР ОАО МН

ОЭН                      ОАСУ

ОГМ                      ТТС                         ОГЭ

Главный инженер РНУ

Приложение 16

График транспортировки нефти ОАО ______ МН на ______ месяц 200_ г.

ПСП

Перекачка, тыс. т

Прием - всего

Прием от не ф тепро оизводителей - всего

ОАО «. ..»

ОА О «. ..»

...

Прием от ОАО МН - всего

ОАО ___ МН

ОАО ___ МН

...

Т р анспор тировка - всего

ОАО МН - всего

ОАО ___ МН

ОАО ___ МН

...

НПЗ России - всего

_____ НПЗ

_____ Н П З

...

На экспо р т

...

...

Начальник службы планирования грузопотоков и режимов перекачки ОАО « АК «Транснефть»

Приложение 17

СОГЛАСОВАНО

Зам. генерального директора по ТТО

ОАО «______________»

_____________________

«__» __________ 200_ г.

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

ОАО «______________»

_____________________

«__» __________ 200_ г.

Данные о пропускных способностях магистральных нефтепроводов ОАО «_________________» на ________________ (месяц) 200__ г.

№ п/п

Название нефтепровода (участка)

Ду, мм

Проектная пропускная способность, млн. т/год

Максимально возможная пропускная способность*

Существующая пропускная способность**

Фактический объем перекачки

Мероприятия, необходимые для доведения существующей пропускной способности до максимально возможной

Время, необходимое для проведения мероприятий, дней

млн. т/год

тыс. т/сут

тыс. т/сут ***

млн. т/год

тыс. т/сут

тыс. т/сут ***

млн. т./ с начала года****

тыс. т/мес *****

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

2

3

Начальник отдела эксплуатации _________________ (ФИО)   Начальник ТТО __________________ (ФИО)

(подлинник подписан «__» ___________ 200 __ г., пе редал « ___» ________ 200__ г. _______________, Фамилия И.О., должность)

Шаблон для расширение основной таблицы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Q 1

×

×

×

×

×

×

1. З амена роторов (наименование НПС)

Q 2

×

×

×

×

×

×

2. Устранение дефектов, огра н ичиваю щих давление на участке (шт., км трассы)

Q 3

×

×

×

×

×

×

3. Расконсервация НПС (наименование)

Q 4

×

×

×

×

×

×

4. Прочие мероприятия (указать)

Примечания:

*              Максимальная пропускная способность - производительность нефтепровода с учетом устранения дефектов, в л ияю щих на величину давления (при наличии), замены роторов, расконсервации НПС и прочих мероприятий при обеспечении их выполнения в течение 5 дней.

**            Существующая пропускная способность - производительность нефтепровода на начало планируемого месяца.

***         С учётом ограничений при работе в часы максимума нагрузки.

****       Фактический объём прокаченной по участку нефти с начала года по последнее число предыдущего месяца.

*****     Фактический объём прокаченной по участку нефти за предыдущий месяц.

******   При наличии мероприятий расширить основную таблицу путем копирования необходимых строк из шаблона и добавления их в основную таблицу в колонках 7 -1 0 по каждой строке мероприятий указывать пропускную способность участка по результатам выполнения.

Данные вносить во все пустые ячейки таблицы, при отсутствии значения вносится «0» (нуль).

Приложение 18

Соблюдение режима работы МН __________ (технологического участка __________) на (месяц) ___________ 200_ г.

Технологический режим №

Время работы, час.

Производительность, тыс. т/сут.

НПС ____

НПС ____

...

Всего по участку

Причины отклонения

Насосный агрегат

Эл. энергия, тыс. кВт · ч

Мощность, кВт

Насосный агрегат

Эл. энергия, тыс. кВт · ч

Мощность, кВт

Эл. энергия, тыс. кВт · ч

Мощность, кВт

план

факт*

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

план

факт

Примечание.

* Указывается номер утвержденного режима или «неутвержденный».

СТР ОАО М Н                                                              ТТ С ОАО МН                                                                                      ОГЭ ОАО МН

Приложение 19

Расчет затрат на электропотребление (электроэнергия и мощность) на транспорт нефти по ОАО МН на _________ (месяц) 200_ г.

№ п/п

Участки нефтепроводов, НПС

Перекачка, тыс. т

Грузооборот, млн. т км

Расчетные режимы нефтеперекачивающих агрегатов

Расход электроэнергии на перекачку, кВт · час

Оплачиваемая мощность, кВт

Энергосистема

Тариф

Затраты на электроэнергию

Удельный расход, кВт · час/тыс. т. км

Расход эл. энергии на с.н НПС (кВт · час)

Расход эл. энергии на работу насосных агрегатов (кВт · час)

За электроэнергию, руб./кВт · ч

За мощность, руб./кВт

За электроэнергию, т. руб.

За мощность, т. руб.

Итого, т. руб.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Нефтепровод (технологический участок)

НПС -1

Н П С-2

Итого:

Энергосистема

1.

2.

Итого по ОАО МН

Приложение 20

Структура потребления электроэнергии по направлениям использования

Вид деятельности, группы потребления электроэнергии

Состав статей потребления электроэнергии

1

2

I . Производственное потребление электроэнергии

1. Технологические нужды на транспортировку нефти (учитываются при расчете удельного расхода электроэнергии на перекачку нефти)

Потребление насосными агр е гатами

Электропривод магистральных и подпорных насосов

Собственные нужды НП С, ЛПДС, административные здания РН У, ОАО

Электропривод вспомогательных систем насосных (маслосистема, водоснабжение, откачка утечек, вентиляция, освещение, электропривод агрегатных задвижек), электропривод технологических задвижек, задвижек и технологического оборудования резервуарного парка; освещение территории НПС; электропривод оборудования (ПГС, КНС , мех. мастерские, водонасосные и др.); поверка узлов учета; освещение зданий, административно-бытовых помещений НПС, РНУ и ОАО; потери электроэнергии в сетях и трансформаторах

Линейная часть НПС, ЛПДС

Электропривод запорной арматуры, технологического оборудования КППСОД, нужды средств ЭХЗ, ТМ

2. Слив-налив нефти, перевалка

Насосные агрегаты и собственные нужды (УНН, поставки на НПЗ)

Электропривод насосов для слива-налива нефти в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда, поставка на НПЗ; электропривод вспомогательных систем насосных (вентиляция, освещение, электропривод агрегатных задвижек) , электропривод технологических задвижек и задвижек резервуарного парка; электропривод вспомогательного (ремонтномеханического оборудования); прием и очистка балластной воды; освещение территории, производственных и административно-бытовых помещений; потери электроэнергии в сетях и трансформаторах.

3. Вспомогательные нужды НПС

Выработка теплоэнерги и (котельные, тепловые пункты)

Электропривод насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов и другого оборудования, электропривод мазутного (нефтяного хозяйства); электроподогрев топлива; наружное и внутренне освещение котельных и тепловых пунктов

Прочее производственное потребление (БПТОиКО, ЦБПО

Электропривод производственного и вспомогательного оборудования (ПГС, КНС, мех. мастерские, водонасосные и др.); освещение зданий, административно-бытовых помещений; потери электроэнергии в сетях и трансформаторах , внутрипарковая перекачка, столовая рабочая

II . Коммунально - бытовое потребление

Коммунально-бытовое потребление

Электропотребление объектов социально-бытовых направлений, находящихся на балансе АО

III . Отпуск электроэнергии на сторону

1. Электроэнергия, отпускаемая сторонним потребителям по договорам (в т.ч. населению).

2. Электроэнергия, расходуемая на объектах, переданных в аренду

Приложение 21

Ведомость учета электропотребления ____________ НПС за (месяц) __________ 200__ г.

№ п/п

Наименование потребителя

Ед. изм.

1

2

...

10

Итого

11

...

20

Итого

21

...

31

Итого

Итого месяц

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

Магистральный нефтепровод (технологический участок)

МНА -1

кВт · час

кВт

МНА-2

кВт · ч ас

кВт

П НА-1

кВт · час

кВт

П НА-2

кВт · час

кВт

Итого на работу насосных агрегатов

1

Магистральный нефтепровод (технологический участок)

МНА -1

кВт × час

кВт

МНА-2

кВт × час

кВт

П НА-1

кВт × час

кВт

П Н А-2

кВт × час

кВт

Итого на работу насосных агрегатов

Тр-р № 1

Тр-р № 2

.....

Итого п о Н ПС

Приложение 22

Ведомость электропотребления по ______ РНУ за «__» _______ 200_ г.

НПС

Грузооборот, млн т. км

Электроэнергия, тыс. кВт · час

Мощность, кВт

Удельный расход, кВт · час/тыс. т. км

Затраты, тыс. руб.

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Нефтепровод (технологический участок)

Н П С-1

-

-

-

Н П С-2

-

-

-

Итого:

Нефтепровод (технологический участок)

НПС-3

-

-

-

НПС-4

-

-

-

Итого:

Примечание: (причина отклонения).

Приложение 23

Сводная ведомость электропотребления ____________ ОАО МН за (декада, месяц) __________ 200_ г.

НПС

Грузооборот, млн т. км

Электроэнергия, тыс. кВт · час

Мощность, кВт

Удельный расход, кВт · час/тыс. т. км

Затраты, тыс. руб.

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

план

факт

отклонение

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Нефтепровод 1 (технологический участок)

01

-

-

-

02

-

-

-

10

Итого:

Нефтепровод 2 (технологический участок)

11

-

-

-

12

20

-

-

-

Итого 11- 20 д н.:

Итого 01-20

21

22

31

Итого 21-31 дн.:

Итого мес.


СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения . 1

2. Виды технологической документации . 2

3. Разработка технологических режимов . 2

4. Корректировка карт технологических режимов работы МН и плановых технологических режимов работы МН .. 6

5. Контроль и анализ соблюдения плановых технологических режимов перекачки нефти . 7

6. Планирование электропотребления . 8

7. Организация учета электропотребления . 8

8. Разработка технологических карт защит МН .. 9

Приложение 1. Карта технологических режимов МН для нефти . 10

Приложение 2. Плановые технологические режимы МН для нефти . 10

Приложение 3. Технологическая карта защит нефтепроводов . 11

Приложение 4. Сведения о выведенных из эксплуатации участках нефтепроводов по ОАО МН .. 12

Приложение 5. Перечень находящихся в постоянной эксплуатации электродвигателей подпорных и магистральных насосных агрегатов по ОАО МН .. 12

Приложение 6. Перечень находящихся в постоянной эксплуатации подпорных и магистральных насосных агрегатов по ОАО МН .. 12

Приложение 7. Сведения о выведенных из эксплуатации НПС по ОАО МН .. 12

Приложение 8. Порядок оформления и хранения документации . 13

Приложение 9. Акт опробования технологического режима . 13

Приложение 10. График транспортировки нефти ОАО. 14

Приложение 11. Перекачка и физические параметры нефти по МН. 15

Приложение 12. План вывода в ремонт насосных агрегатов, их вспомогательных систем и НПС .. 15

Приложение 13. План вывода из эксплуатации электродвигателей насосных агрегатов для проведения ремонта и наладочных работ электроэнергетического оборудования . 15

Приложение 14. План вывода из эксплуатации НПС для проверки общестанционных защит, проведения ремонтных и наладочных работ с остановкой насосных агрегатов и НПС .. 16

Приложение 15. Режим работы магистрального нефтепровода. 16

Приложение 16. График транспортировки нефти ОАО .. 16

Приложение 17. Данные о пропускных способностях магистральных нефтепроводов ОАО. 17

Приложение 18. Соблюдение режима работы МН .. 18

Приложение 19. Расчет затрат на электропотребление (электроэнергия и мощность) на транспорт нефти по ОАО МН .. 18

Приложение 20. Структура потребления электроэнергии по направлениям использования . 18

Приложение 21. Ведомость учета электропотребления . 19

Приложение 22. Ведомость электропотребления . 19

Приложение 23. Сводная ведомость электропотребления . 20

Еще бесплатно скачать

Рейтинг:
  • Итоги рейтинга 1.00/5
  • 1
  • 2
  • 3
  • 4
  • 5
1.0/5 (1 голос)
Максим Карандашев 2015-05-12 15:00:21
а как скачать можно схемы технологические? просто диплом в этой тематике пишу.

[Ответить] [Ответить с цитатой]
↑ 0 ↓

Страницы: [1]

Оставить комментарий

Ваше имя:
Ваша почта:

RSS
Комментарий:
Введите символы: *
captcha
Обновить