РД 153-39.4-056-00 стр.2 3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

 

2.2.3 Работоспособность и готовность, на вновь построенной НПС, оборудования, сооружений, агрегатов, резервуаров, технологических систем, систем энергообеспечения, автоматики к работе и после реконструкции и капитального ремонта должны проверяться комплексным опробованием.

При комплексном опробовании в соответствии с утвержденной заказчиком программой проводится проверка исправности и работоспособности оборудования, систем и сооружений под нагрузкой совместно с системами сигнализации, защиты, автоматики и телемеханики.

Комплексное опробование работоспособности оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и непрерывной работе под нагрузкой каждой единицы оборудования совместно с системами обеспечения, автоматики, телемеханики в течение 72 часов.

2.2.4 Комплексной приемке оборудования насосной станции должны предшествовать опробование и регулировка всех вспомогательных систем, защит, а также индивидуальное опробование каждого насосного агрегата с оформлением соответствующих актов.

2.2.5 До начала комплексного опробования объекты МН должны быть укомплектованы обученным эксплуатационным персоналом; рабочие места обеспечены инструкциями, технологическими картами, схемами, технической и оперативной документацией; оснащены требуемыми материалами, инструментами и запасными частями, средствами индивидуальной защиты. На объектах должны быть выполнены противопожарные мероприятия: смонтированы, налажены автоматические системы защиты агрегатов, общестанционные защиты, системы сигнализации и извещения о пожаре и пожаротушении.

2.2.6 Приемка электроустановок в эксплуатацию осуществляется согласно требованиям СНиП 3.05.05, Правил устройства электроустановок и настоящих Правил.

2.2.7 При приемке в эксплуатацию вновь построенных НПС, станций смешения и пунктов подогрева нефти рабочей и приемочной комиссиям подрядчиком предъявляются следующие документы:

— утвержденный технический проект, рабочие чертежи зданий и сооружений со всеми внесенными в процессе строительства изменениями, согласованными с проектной организацией;

— паспорт на земельный участок, согласования об отводе площадки под строительство наземных сооружений;

— заводские паспорта и инструкции на смонтированное оборудование, акты на их ревизию и испытания;

— заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия, арматуру, провода и кабели линий электропередачи;

— сертификаты соответствия на оборудование;

— документы, характеризующие качество работ при сооружении технологических трубопроводов;

— документы, определяющие качество питьевой и производственной воды;

— согласования сброса фекальных, производственных и ливневых вод;

— акты на скрытые работы;

— сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных и железобетонных конструкций резервуаров и фундаментов под оборудование;

— согласования с железнодорожными организациями, разрешающие эксплуатацию подъездных путей и операции на сливо-наливных станциях (эстакадах);

— документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

— сертификаты и прочие документы, удостоверяющие качество металла, из которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже резервуаров;

— журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

— акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

— акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем;

— акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

— акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

— проект электроустановки;

— технические условия подключения объекта к сетям энергоснабжающей организации;

— согласование проекта с энергоснабжающей организацией;

— разрешение на присоединение установленной мощности к энергосистеме;

— допуск Госэнергонадзора на включение законченной монтажом электроустановки;

— генплан с указанием зон защиты молниеприемников;

— генплан с указанием взрывоопасных зон и помещений с указанием их категорий;

— инвентарную опись электрооборудования;

— исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

— исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных и воздушных линий;

— исполнительные чертежи по вторичной коммутации с фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов и кабелей;

— исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

— исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите, защите от вторичных проявлений молнии и статического электричества;

— акты на скрытые работы;

— акты на выполнение переходов и пересечений;

— протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

— акты (протоколы) на испытание заземляющих устройств (контуров);

— паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

2.2.8 При приемке после реконструкции или капитального ремонта объекта НПС подрядчиком предъявляются приемочной комиссии следующие документы, по принадлежности к объекту:

— утвержденный технический проект и рабочие чертежи проведенной реконструкции или капитального ремонта объекта НПС со всеми внесенными изменениями, согласованными с проектной организацией;

— заводские паспорта и инструкции на смонтированное оборудование, акты на их ревизию и испытания;

— заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия, арматуру, провода и кабели линий электропередачи;

— сертификаты соответствия на вновь установленное оборудование;

— документы, характеризующие качество работ при реконструкции или капитальном ремонте технологических трубопроводов;

— акты на скрытые работы;

— сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных и железобетонных конструкций резервуаров и фундаментов под оборудование;

— документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

— сертификаты и прочие документы, удостоверяющие качество металла, из которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже резервуаров;

— журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

— акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

— акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем;

— акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

— акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

— исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

— исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных и воздушных линий;

— исполнительные чертежи по вторичной коммутации с фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов и кабелей;

— исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

— исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите, защите от вторичных проявлений молнии и статического электричества;

— акты на скрытые работы;

— акты на выполнение переходов и пересечений;

— протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

— акты (протоколы) на испытание заземляющих устройств (контуров);

— паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

 

3.1 Общая часть (задачи, функции и состав технологического регламента)

 

3.1.1 Технологический регламент является техническим документом, определяющим порядок организации перекачки нефти по магистральному нефтепроводу, и предназначен для решения задач экономичного, надежного и безопасного ведения технологического процесса.

3.1.2 Технологический регламент должен соответствовать проектным техническим решениям, исполнительной технической документации, действительным характеристикам и условиям работы нефтепровода, нормам и требованиям действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов: СНиП, стандартов, технических условий, правил безопасности, правил технической эксплуатации сооружений и оборудования, норм и правил пожарной безопасности.

3.1.3 Технологический регламент составляется на каждый магистральный нефтепровод с законченным технологическим циклом. В случаях, если магистральный нефтепровод эксплуатируется двумя или несколькими ОАО МН, технологический регламент составляется на каждый закрепленный за ОАО МН участок и взаимно согласовывается соответствующими смежными ОАО МН, эксплуатирующими данный магистральный нефтепровод.

3.1.4 Технологический регламент должен состоять из введения, основной части и приложений.

Во введении обязательными являются сведения о разработчике регламента (ОАО МН), а также перечень основной исполнительной и технической документации.

В основной части должны быть представлены разделы:

— характеристика нефтепровода, НПС и перекачиваемых товарных нефтей;

— технологические режимы работы МН;

— порядок ведения технологического процесса перекачки (пуск и остановка нефтепровода, отдельных НПС, насосных агрегатов, переход с одного режима на другой при изменении производительности);

— организация последовательной перекачки, способы контроля за движением и сопровождения различных партий нефти;

— особенности и технологические режимы перекачки нефтей с аномальными свойствами (высоковязких и высокозастывающих, сернистых, высокосернистых, с наличием сероводорода);

— организация режимов перекачки в условиях снижения загрузки, в том числе при наличии самотечных участков трубопроводов, проложенных в сложных рельефных условиях;

— управление нефтепроводом и контроль технологического процесса;

— порядок очистки внутренней полости нефтепровода;

— отклонения от нормального технологического процесса, причины и методы их устранения;

— контроль герметичности нефтепровода;

— порядок приема, поставки и учета нефти.

В приложениях приводится:

— перечень обязательных инструкций для должностных лиц и обслуживающего персонала по обеспечению безопасного ведения технологического процесса, а также действий персонала в аварийных ситуациях;

— схемы технологические НПС и линейной части нефтепровода;

— копии “Формуляров подтверждения величины разрешенного рабочего давления” для линейной части магистрального трубопровода и насосных станций, составленные в соответствии с РД-08-183-98 и нормативно-технической документацией для случаев, указанных в 1.4.4 настоящих Правил;

— технологическая карта магистрального нефтепровода;

— карта уставок технологических защит нефтепровода;

— сжатый продольный профиль нефтепровода с нанесением эпюр максимальных разрешенных рабочих давлений по участкам с учетом фактического состояния нефтепровода, эпюр давлений технологических режимов по участкам;

— графики изменения плотности и вязкости нефти в зависимости от температуры;

— формы оперативно-диспетчерской документации;

— совмещенные гидравлические характеристики НПС и участков нефтепровода (при отсутствии программы расчета технологических режимов на компьютере);

— паспортные напорные, кавитационные и энергетические характеристики насосов;

— допустимые нагрузки электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов;

— градуировочные таблицы резервуаров и технологических емкостей, расчеты вместимости участков линейной части нефтепровода и технологических трубопроводов.

3.1.5 На действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается ОАО МН или по его поручению филиалом, эксплуатирующим данный нефтепровод. К разработке регламента или отдельных его разделов должны привлекаться проектные и научно-исследовательские организации.

На вновь вводимый нефтепровод регламент разрабатывается ОАО МН с привлечением проектной организации.

Технологический регламент подписывается разработчиками, утверждается главным инженером ОАО МН.

3.1.6 Срок действия регламента устанавливается 3 года.

3.1.7 Технологический регламент пересматривается по истечении срока его действия, при изменении состава документации, регламентирующей порядок эксплуатации трубопровода, охраны труда и промышленной безопасности, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и в режимы работы объектов нефтепровода.

 

3.2 Требования к технологическим режимам перекачки

 

3.2.1 Технологический режим должен обеспечивать перекачку нефти с требуемой производительностью, с наименьшими эксплуатационными затратами.

3.2.2 Технологическим режимом перекачки по магистральному нефтепроводу задаются значения следующих основных параметров:

— производительность нефтепровода;

— количество работающих магистральных насосных агрегатов на каждой НПС, диаметры рабочих колес;

— рабочее давление на приеме, до и после регулятора давления на каждой НПС;

— максимальное разрешенное рабочее давление на нагнетании насосов и на нагнетании НПС;

— максимальное разрешенное давление для линейной части нефтепровода на входе НПС;

— минимально допустимое рабочее давление на всасывании насосов;

— максимально-допустимая нагрузка на электродвигатель насосного агрегата;

— наибольшая и наименьшая температура нефти, закачиваемой в нефтепровод.

3.2.3 Максимально разрешенное давление по участкам нефтепровода устанавливается с учетом раскладки труб по нефтепроводу и фактического состояния труб. Рабочее давление на участке трубопровода должно быть не выше максимально разрешенного давления.

3.2.4 Заданная производительность перекачки на участке нефтепровода может обеспечиваться:

— работой головной станции (подпорным или основным агрегатом);

— работой головной станции с промежуточными НПС или частью промежуточных НПС;

— работой насосной грузоотправителей при условии соблюдения технологического регламента эксплуатации участка нефтепровода, утвержденного главным инженером ОАО МН.

Оптимальные режимы в условиях недогрузки должны обеспечиваться использованием сменных роторов магистральных насосов, заменой действующих насосов на типоразмеры меньшей производительности, перекачкой одной НПС по параллельным нефтепроводам с обеспечением контроля каждого эксплуатационного участка МН.

 

3.3 Ведение технологических процессов

 

3.3.1 Технологический процесс перекачки может осуществляться по следующим схемам:

— "через резервуары" — применяется для коммерческого учета нефти на НПС и накопления нефти;

— "из насоса в насос" — применяется на промежуточных НПС, на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

— “с подключенными резервуарами” — применяется на промежуточных НПС при необходимости компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.

3.3.2 Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановок на ремонт принимается равным 350 дням или 8400 часам в год.

3.3.3 При переключениях на линейной части, технологических трубопроводах, производимых без остановки перекачки, закрытие задвижки должно производиться только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.

3.3.4 При пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов давления в нефтепроводе не должны превышать значений, разрешенных технологическими картами.

3.3.5 В целях уменьшения усталостных напряжений в металле труб и оборудования, повышения их долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу нефтепровода на заданном технологическом режиме, избегая значительных колебаний давления — остановок одного или двух насосных агрегатов НПС, остановки перекачки нефти по трубопроводу и полного сброса давления.

3.3.6 При каждом непредвиденном изменении технологических параметров работы нефтепровода немедленно принимаются меры по выяснению и устранению причин, вызвавших эти изменения.

3.3.7 Управление технологическим процессом приема, перекачки и поставки нефти производится:

— на уровне Компании – центральным диспетчерским управлением (ЦДУ);

— на уровне ОАО МН – диспетчерской службой ОАО МН с центрального диспетчерского пункта;

— на уровне технологических объектов — диспетчерской службой филиалов ОАО МН с районного диспетчерского пункта (РДП) и оперативным персоналом НПС (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций с местных диспетчерских пунктов (МДП) и операторных пунктов.

3.3.8 ЦДУ осуществляет:

— оперативное управление перекачкой нефти по системе магистральных нефтепроводов на основании коммерческих договоров, графиков, маршрутных поручений по приему, транспорту и поставке нефти;

— учет приема, перекачки, отгрузки и поставки нефти;

— контроль количества нефти и свободной емкости в товарных парках производителей нефти, ОАО МН и грузополучателей;

— принятие необходимых мер по изменению грузопотоков нефти в случаях возникновения отказов на нефтепроводах;

— согласование с ОАО МН остановок участков нефтепроводов продолжительностью более 8 часов, либо связанных с сокращением объемов перекачки.

3.3.9 Диспетчерская служба ОАО МН на основании плановых заданий ЦДУ осуществляет:

— оперативное планирование и управление приемом, перекачкой, отгрузкой и поставкой нефти по каждому участку нефтепровода, приемно-сдаточному пункту, наливным станциям, нефтебазам в пределах ОАО МН;

— учет приема, перекачки и поставки нефти;

— обеспечение оптимального технологического режима и контроль основных технологических параметров перекачки нефти;

— учет движения нефти по отдельным или группе нефтепроводов и наличия нефти, свободной емкости в резервуарных парках;

— контроль за ходом выполнения аварийно-восстановительных работ;

— контроль за ходом плановых работ, производимых по планам-графикам, особенно на этапах подготовки, обеспечения необходимых запасов нефти, свободной емкости в резервуарных парках, откачки нефти из нефтепровода, заполнения и вывода его на режим;

— согласование вопросов учета, откачки, заполнения нефтепроводов, качества нефти, порядка и режимов пропуска средств очистки на этапах разработки мероприятий (планов) проведения ремонтно-восстановительных работ на смежных участках нефтепроводов, проводимых другими ОАО МН;

— контроль и анализ баланса перекачки нефти по системе нефтепроводов ОАО МН в целом и отдельным ее участкам;

— контроль за качеством транспортируемой нефти;

— согласование с ЦДУ плановых остановок участков нефтепроводов продолжительностью более 8-ми часов, либо связанных с сокращением приема или поставки нефти.

3.3.10 Диспетчерская служба филиала ОАО МН на основании приказа ОАО МН о распределении функций, границ обслуживания и грузооборотов между филиалами в пределах своих установленных границ выполняет:

— непосредственное управление технологическими процессами приема, перекачки и поставки нефти;

— контроль технологических параметров перекачки нефти;

— учет движения нефти по нефтепроводам, резервуарным паркам, приемно-сдаточным пунктам;

— контроль качества принимаемой, перекачиваемой и сдаваемой нефти;

— контроль текущего положения запорной арматуры;

— контроль, регистрацию, анализ баланса перекачки нефти.

3.3.11 Оперативный персонал НПС (ЛПДС), нефтебазы, наливной станции осуществляет:

— непосредственное управление технологическим оборудованием, системами, сооружениями;

— первичный учет количества принимаемой, перекачиваемой, сдаваемой, находящейся на хранении нефти и контроль ее качества;

— постоянный контроль технологических параметров, технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем, сооружений на вверенных объектах, а также регистрацию через каждые 2 часа значений технологических параметров.

3.3.12 Все переключения на линейной части МН, технологических трубопроводах, в резервуарном парке, пуски, остановки основного оборудования, изменения режимов работы НПС, нефтепроводов должны регистрироваться в оперативной документации диспетчерских служб и оперативного персонала НПС (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций.

3.3.13 Нефтепроводы, резервуары, основное нефтеперекачивающее оборудование должны выводиться из работы или резерва только по согласованию с диспетчером, кроме случаев их аварийного состояния или явной опасности для здоровья и жизни людей.

Вывод в ремонт основного и вспомогательного оборудования, систем, резервуаров, нефтепроводов, других объектов и сооружений МН производится в порядке, установленном регламентами ОАО МН.

3.3.14 Оперативный контроль, регистрация, анализ основных технологических параметров работы МН, баланса нефти осуществляется не реже, чем через каждые два часа, на всех уровнях диспетчерских служб.

3.3.15 При возникновении аварийных ситуаций на объектах МН оперативно-диспетчерский персонал должен действовать согласно Планам ликвидации возможных аварий и Планам тушения пожаров.

3.3.16 Работники оперативно-диспетчерских служб в рамках своих выполняемых функций руководствуются:

— настоящими Правилами;

— должностными, производственными инструкциями;

— инструкцией по учету нефти при ее транспортировке;

— инструкциями по пропуску внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

— технологической картой нефтепроводов, резервуаров, технологических трубопроводов;

— графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов;

— положением о приеме и движении нефти в системе МН;

— графиками, маршрутными поручениями приема нефти от производителей (грузоотправителей), перекачки, отгрузки и поставки ее грузополучателям;

— картой уставок технологических защит нефтепровода, основного и вспомогательного оборудования НПС;

— планами ликвидации возможных аварий и планами тушения пожаров;

— схемой технологических грузопотоков нефти в системе Компании;

— положением о диспетчерской службе, отделе;

— стандартами, техническими условиями на принимаемую и сдаваемую нефть;

— правилами по охране труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности;

— инструкциями по эксплуатации средств телемеханики, аппаратуры и передачи информации.

3.3.17 Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в следующих документах:

— суточном диспетчерском листе;

— в оперативных журналах;

— журнале распоряжений;

— журнале регистрации входящих и исходящих телефонограмм;

— журнале контроля движения средств очистки и диагностики;

— журнале учета последовательной перекачки;

— суточных сводках;

— журналах регистрации качества принимаемой и сдаваемой нефти;

— журналах регистрации и исполнения маршрутных поручений;

— журнале приема-сдачи смены.

Срок хранения перечисленных документов 3 года.

3.3.18 Диспетчерские службы ОАО МН и его филиалов, оперативный персонал НПС, нефтебаз, наливных станций должны иметь следующие чертежи и схемы:

— подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситуацией, указанием мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти, расположения линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов прохождения очистных устройств;

— подробные технологические схемы объектов с обозначением номеров задвижек, резервуаров, основных, подпорных агрегатов, фильтров-грязеуловителей, другого оборудования с указанием их основных технических характеристик.

— технологические карты резервуаров;

— карты уставок технологических защит нефтепровода, НПС;

— градуировочные таблицы резервуаров;

— расчетные технологические режимы НПС, нефтепровода;

— инструкция дежурному диспетчеру при возникновении аварийных ситуаций на объектах МН.

На профилях нефтепроводов должны быть указаны:

— высотные отметки расположения линейных задвижек, вантузов, путевых сбросов, подкачек, манометров, оси магистральных трубопроводов;

— места расположения по трассе (км, пикет) вышеуказанного оборудования, приборов и сооружений.

На технологических схемах НПС, приемо-сдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз, наливных станций должны указываться высотные отметки оси основных магистральных агрегатов, днищ каждого резервуара, в том числе резервуаров грузоотправителей, грузополучателей, задействованных в технологическом процессе приема, перекачки, поставки нефти.

 

3.4 Организация перекачки в особых условиях

 

Последовательная перекачка, способы контроля и сопровождения различных партий нефти

 

3.4.1 Перекачка нескольких сортов нефти по одному магистральному нефтепроводу должна осуществляться последовательно с соблюдением требований по сохранению их качества.

3.4.2 При организации последовательной перекачки должен быть выполнен комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее проведение в соответствии со специально разработанной инструкцией.

3.4.3 Основные параметры последовательной перекачки: последовательность подачи различных нефтей в трубопровод, метод контактирования, величина партий нефтей, границы разделения партий нефтей на конечном пункте, методы реализации смеси нефтей — должны устанавливаться технологическим расчетом и отражаться в Инструкции.

3.4.4 При турбулентном режиме движения перекачиваемых нефтей последовательная перекачка, как правило, осуществляется при непосредственном контактировании партий нефтей.

3.4.5 При транспортировании обводненных и подготовленных нефтей по одному трубопроводу, а также при ламинарном режиме движения нефтей, последовательная перекачка должна вестись с разделителями.

3.4.6 При вынужденных остановках перекачки смесь, по возможности, должна располагаться на участках нефтепровода с профилем близким к горизонтальному, где нефть с меньшей плотностью располагалась бы по профилю выше нефти с более высокой плотностью.

3.4.7 При организации последовательной перекачки должны быть предусмотрены:

— контроль за прохождением смеси, разделителей в нефтепроводе;

— контроль качества нефти.

3.4.8 На всех НПС и конечном пункте должны быть контрольные пункты для наблюдения за последовательной перекачкой.

Контроль за прохождением смеси по трубопроводу может осуществляться автоматическими приборами контроля, обеспечивающими требуемую точность измерения концентрации нефтей в смеси.

3.4.9 В диспетчерском пункте нефтепровода не реже, чем через два часа фиксируются места нахождения смеси или разделителя и другие данные, необходимые для контроля последовательной перекачки.

3.4.10 При сдаче смеси нефти грузополучателям содержание одного сорта нефти в другом должно отвечать установленным требованиям по качеству нефти.

 

Особенности и технологические режимы перекачки нефти с аномальными свойствами (высоковязких, высокозастывающих, высокосернистых, с наличием сероводорода)

 

3.4.11 Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей по нефтепроводу должна осуществляться с подогревом. При этом нефтепровод оснащается пунктами подогрева нефти (ППН) согласно проекту.

3.4.12 Давление в трубопроводе при заполнении его транспортируемой нефтью должно устанавливаться в соответствии с теплогидравлическим расчетом процесса пуска. Оно должно соответствовать точке минимума гидравлической характеристики нефтепровода. Принятое расчетное давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемой нефти при максимальной температуре перекачиваемой среды на данном участке нефтепровода.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *