|
Стр. 7
для защиты от статического электричества должно проводиться 1 раз
в год - летом в период наибольшего просыхания или зимой - в период
наибольшего промерзания почвы одновременно с проверкой заземления
электрооборудования установок в соответствии с Правилами
технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами
техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей, а также после каждого ремонта оборудования.
14.23. Быстроизнашивающиеся узлы защитных устройств (защитное
оборудование сливно - наливных шлангов и т.д.) должны постоянно
контролироваться, своевременно подвергаться ремонту и обновляться.
14.24. Заземляющие устройства защиты от статического
электричества на нефтеналивных причалах и судах подвергаются
осмотрам и испытаниям в объемах и в сроки, установленные
нормативной документацией для этого вида оборудования.
15. Производственная связь
15.1. Производственная связь в АК "Транснефтепродукт" является
единой и неделимой, а АО "Телекомнефтепродукт" и его подразделения
проводят единую техническую политику. Только АО
"Телекомнефтепродукт" предоставляет акционерным обществам компании
по заключаемым договорам услуги производственной связи, организует
и эксплуатирует производственную связь, осуществляет
проектирование, строительство, техперевооружение и реконструкцию,
наладку и ремонт средств связи, аренду недостающих услуг связи у
сторонних организаций и ведомств.
Производственная связь системы МНПП компании делится на:
15.1.1. Общепроизводственную связь компании с входящими в нее
акционерными обществами (подразделениями), включающую в себя:
- телефонную связь;
- документальную связь;
- передачу данных.
Общепроизводственная связь может включать в себя:
- диспетчерскую связь;
- видеоконференцсвязь.
15.1.2. Внутрипроизводственную связь акционерных обществ
компании с входящими в АО структурными подразделениями
(производственными отделениями магистральных
нефтепродуктопроводов), эксплуатирующими магистральные и
распределительные нефтепродуктопроводы, а также с их структурными
подразделениями (ЛПДС, ППС, НП, РСУ и др.), различными
технологическими объектами. Внутрипроизводственная связь включает
в себя:
- диспетчерскую связь;
- телефонную связь;
- документальную связь.
Внутрипроизводственная связь может включать в себя:
- передачу данных;
- видеоконференцсвязь;
- связь с подвижными объектами;
- передачу сигналов телеизмерения, телесигнализации,
телеуправления объектов магистральных и распределительных
нефтепродуктопроводов (при наличии систем телемеханики, пожарной и
охранной сигнализации), за исключением эксплуатации оконечных
устройств ТМ;
- пожарной и охранной сигнализации, в том числе в
производственных помещениях насосных, блоков регуляторов и
резервуарных парков.
15.2. Система производственной связи магистральных и
распределительных нефтепродуктопроводов состоит из линейных и
станционных сооружений.
К линейным сооружениям относятся магистральные кабельные и
радиорелейные линии связи, соединительные и местные линии связи
промышленных площадок, необслуживаемые усилительные пункты (НУП).
К станционным сооружениям относятся обслуживаемые узлы связи,
радиорелейные и спутниковые станции с антенно - фидерными
системами и энергосооружениями.
15.3. Линии производственной связи входят в состав линейных
сооружений магистральных и распределительных
нефтепродуктопроводов, служат для централизованного управления и
являются технической базой для системы управления трубопроводным
комплексом.
15.4. Кабельные линии производственной связи должны быть
протрассированы на местности указательными столбиками, которые
следует устанавливать:
- у всех подземных муфт кабеля;
- в местах отхода трассы кабеля от нефтепродуктопровода к
усилительным пунктам и на углах поворота трассы кабеля;
- при пересечении кабелем железных и автомобильных дорог,
водных преград, трубопроводов, воздушных и кабельных линий
электропередачи и связи с обеих сторон от преграды.
Указательные столбики не устанавливаются в местах размещения
контрольно - измерительных пунктов (КИП) нефтепродуктопровода и
контрольно - измерительных пунктов кабельных линий связи (места
установок их следует предусматривать совмещенными для кабеля и
нефтепродуктопровода).
15.5. Граница подводного кабеля устанавливается соответственно
границе подводного перехода нефтепродуктопровода.
15.6. Защита кабельной линии производственной связи от
электрохимической коррозии предусматривается совместно с защитой
нефтепродуктопровода. Для кабельной линии, удаленной от
нефтепродуктопровода на расстояние более 40 метров, может
устанавливаться самостоятельная защита.
15.7. Линейные устройства и линии связи должны быть
оборудованы защитой от влияния соседних и пересекающих их линий
электропередачи и защитой их от грозовых разрядов согласно
"Правилам устройства электроустановок".
Кабельные линии связи, расположенные на расстоянии более 10
метров от нефтепродуктопровода в грозоопасных районах, должны
иметь специальную грозозащиту.
15.8. Диспетчерская связь должна резервироваться и действовать
круглосуточно. При отсутствии связи более двух часов перекачка по
нефтепродуктопроводу должна быть прекращена.
15.9. Отдельный руководящий состав компании, АО и его
структурных подразделений (руководители, главные инженеры,
заместители, главные энергетики, главные механики) дополнительно
должен иметь служебный квартирный телефон.
15.10. Пункты управления технологическими объектами
магистральных и распределительных нефтепродуктопроводов в
соответствии с проектом должны иметь возможность выхода на
общегосударственную сеть Минсвязи РФ, связанные с ними
подразделения энергосистем, местные подразделения МЧС РФ и
пожарной охраны.
15.11. На территории взрывоопасных объектов (насосный цех,
резервуарный парк, наливная эстакада и т.п.) телефонные аппараты и
вводы телефонных линий должны иметь взрывозащищенное исполнение.
15.12. АО "Телекомнефтепродукт" и его подразделения должны
разрабатывать, утверждать в установленном порядке и выполнять
оргтехмероприятия, направленные на поддержание устойчивой,
надежной и бесперебойной работы системы производственной связи.
Мероприятия должны включать в себя:
- оснащение узлов связи источниками резервного электропитания
(аккумуляторные, дизель - электрические агрегаты,
бензоэлектрические установки);
- обеспечение подразделений связи в необходимом количестве
автотранспортом, землеройной техникой, эксплуатационным запасом
кабеля и расходных материалов, измерительными приборами,
инструментом, запасными частями, спецодеждой, нормативно -
технической документацией;
- укомплектование подразделений (при ликвидации аварий)
аварийным автотранспортом, аварийным запасом кабеля и расходных
материалов;
- периодические осмотры кабельных линий связи согласно
графику;
- предупредительные осмотры и ремонты линейных сооружений и
станционных устройств;
- внеочередные осмотры линейных сооружений при появлении
гололеда, при производстве землеройных и иных работ вблизи
кабельных линий связи.
15.13. Все работы по обслуживанию и ремонту средств связи,
сопровождающиеся их временным отключением (для контрольных
измерений, ремонтных работ и т.д.), должны согласовываться с АО.
15.14. При возникновении повреждения, вызвавшего отсутствие
связи, дежурный технический персонал подразделения связи обязан:
- определить характер повреждения (линейное или станционное);
- по возможности обеспечить замену поврежденной цепи или
оборудования;
- организовать производственную связь по резервным или
обходным каналам (в первую очередь диспетчерскую);
- организовать и выполнить работы по ликвидации повреждения и
восстановления связи;
- после ликвидации повреждения произвести контрольные
измерения цепей и каналов связи.
15.15. АО "Телекомнефтепродукт" и его подразделения должны
принимать участие в подготовке планов ликвидации возможных аварий
на МНПП и их ликвидации.
15.16. О всех возникших отказах (повреждениях, авариях)
средств связи, повлекших прекращение связи, работники
подразделений связи должны немедленно доложить диспетчеру АО
"Телекомнефтепродукт" и диспетчеру АО, эксплуатирующего МНПП, а
также оперативному диспетчеру обслуживаемых подразделений МНПП.
Каждый случай простоя связи должен быть тщательно расследован с
привлечением заинтересованных лиц.
16. Организация приема, транспортирования, отгрузки
и поставки нефтепродуктов
16.1. Управление технологическими операциями
на нефтепродуктопроводном транспорте
16.1.1. Управление приемом, перекачкой, отгрузкой и поставками
нефтепродуктов, транспортируемых по нефтепродуктопроводам,
осуществляют:
- головная организация нефтепродуктопроводного транспорта (АК
"Транснефтепродукт") - в пределах компании;
- диспетчерские службы АО, эксплуатирующих МНПП, - в пределах
АО;
- районные диспетчерские службы производственных отделений АО
- в пределах отделения АО;
- местные диспетчерские пункты (МДП) - в пределах площадки и
обслуживаемого участка МНПП.
16.1.2. Головная организация нефтепродуктопроводного
транспорта (АК "Транснефтепродукт"):
- решает задачи управления приемом, перекачкой, отгрузкой и
поставками нефтепродуктов по всей системе МНПП;
- осуществляет контроль и обеспечение ресурсами оптимальных
режимов системы и отдельных магистральных нефтепродуктопроводов,
принимает меры по сокращению количества аварийных остановок ПС и
НП;
- организует и осуществляет контроль за учетом, приемом,
перекачкой, отгрузкой и поставкой нефтепродуктов.
16.1.3. АО через аппарат и диспетчерскую службу АО:
- выполняет оперативное управление и контроль за приемом,
перекачкой, отгрузкой, поставками нефтепродуктов по каждому
участку МНПП и наливным пунктам в пределах АО;
- контролирует режимы работы эксплуатируемых МНПП;
- ведет учет движения нефтепродуктов с учетом сортности по
отдельным нефтепродуктопроводам и резервуарным паркам;
- организует и контролирует выполнение мероприятий по
сокращению количества аварийных остановок отдельных
нефтепродуктопроводов и ПС, а также организует расследование и
выяснение их причин, принятие мер по их предупреждению;
- контролирует своевременность предоставления остановок МНПП
на планово - предупредительные ремонты в соответствии с
утвержденным графиком и для проведения необходимых работ.
16.1.4. Отделение АО через диспетчерскую службу ПО:
- выполняет непосредственное управление и контроль за
технологическими процессами приема, перекачки и поставок
нефтепродуктов, оптимизацию режимов работы нефтепродуктопроводов,
ПС, НП и т.д. в пределах установленных границ, выполняет
мероприятия по сокращению неплановых остановок оборудования;
- ведет учет движения нефтепродуктов с учетом сортности по
отдельным нефтепродуктопроводам и резервуарным паркам в пределах
установленных границ.
16.1.5. ПС, НП и т.д. через МДП или из операторной:
- осуществляет непосредственное управление технологическими
объектами ПС, НП и т.д.;
- ведет первичный учет количества и качества принимаемых,
перекачиваемых, отгружаемых, сдаваемых и находящихся на хранении
нефтепродуктов.
16.1.6. Диспетчерские службы АО, эксплуатирующих
нефтепродуктопроводы, координируют работу диспетчерских и
оперативных служб различных отделений АО и объектов магистральных
нефтепродуктопроводов, в том числе входящих в различные отделения
АО и АО.
16.1.7. Переключения объектов нефтепродуктопроводов и
оборудования ПС, НП и т.д. по каналам телемеханики, а также
переключения в резервуарных парках должны регистрироваться в
диспетчерских службах НП, ПО, АО автоматически или в оперативных
журналах. При управлении объектами по каналам телемеханики
нефтепродуктопроводы и оборудование ПС, НП и т.д. не могут быть
выведены из работы или резерва без разрешения и регистрации
диспетчера МДП, диспетчерских служб ПО АО и АО, кроме случаев
явной угрозы жизни людей, а также в аварийной ситуации.
16.1.8. Регистрацию и оперативный контроль основных
технологических параметров, предусмотренных технологическими
картами и инструкциями, на всех уровнях управления, включая
диспетчерскую службу АО, осуществляют не реже чем через 2 часа.
16.1.9. Работники диспетчерских пунктов всех уровней
управления в своей деятельности руководствуются:
- настоящими Правилами технической эксплуатации магистральных
нефтепродуктопроводов;
- должностными инструкциями для дежурных, диспетчеров и
операторов;
- регламентами нефтепродуктопроводов;
- технологическими картами нефтепродуктопроводов, ПС и
резервуарных парков;
- картами уставок технологических защит;
- инструкциями по приему, отгрузке, сдаче и учету
перекачиваемых нефтепродуктов;
- инструкцией по осуществлению последовательной перекачки
нескольких сортов нефтепродуктов по трубопроводу;
- графиками плановых остановок магистральных
нефтепродуктопроводов;
- планами по ликвидации аварий;
- правилами по охране труда и пожарной безопасности;
- другими предусмотренными должностными инструкциями НТД.
16.1.10. Работу оперативно - диспетчерской службы следует
оформлять записями:
- в суточном диспетчерском листе (журнале);
- в журнале распоряжений и оперативных телефонограмм;
- в журнале учета последовательной перекачки;
- в журнале учета отказов и повреждений оборудования и
трубопроводов;
- в журнале оперативного учета движения нефтепродуктов;
- в журнале приема - сдачи вахты.
Дежурный персонал несет ответственность за аккуратное ведение
и хранение указанных документов.
Для персонала пунктов управления всех уровней в зависимости от
оснащенности их специальным оборудованием могут быть предусмотрены
иные документы, фиксирующие деятельность персонала этих пунктов, а
также формы ведения документов.
16.1.11. В диспетчерских службах АО, ПО, НП должны иметься
следующие чертежи и схемы в масштабах, удобных для пользования:
- подробный профиль трасс эксплуатируемых МНПП с ситуацией, с
нанесением подключения распределительных трубопроводов,
максимально допустимых давлений по участкам трубопровода, схемы
трубопроводов с обозначением задвижек и ответвлений;
- технологические схемы объектов с обозначением номеров
задвижек, резервуаров, основных агрегатов с указанием марок
насоса;
- технологические схемы объектов поставщиков и потребителей
нефтепродуктов, связанных с работой эксплуатируемых магистральных
нефтепродуктопроводов;
- другие предусмотренные инструкциями и распоряжениями
документы.
Названные документы могут находиться в составе паспортов на
нефтепродуктопроводы.
16.2. Корпоративная сеть
16.2.1. Корпоративная сеть АК "Транснефтепродукт" объединяет
локальные вычислительные сети и удаленные рабочие станции
акционерных обществ. Обмен информацией внутри корпоративной сети
осуществляется по выделенным каналам связи.
16.2.2. Производственная деятельность и взаимоотношения
персонала, эксплуатирующего корпоративную сеть АК
"Транснефтепродукт", регламентируются соответствующими
инструкциями по обслуживанию оборудования, должностными
инструкциями, приказами и распоряжениями.
16.2.3. Контроль за состоянием и эксплуатацию корпоративной
сети АК "Транснефтепродукт" обеспечивает обслуживающий сеть
персонал компании и оперативно подчиняющиеся ему соответствующие
подразделения акционерных обществ АК "Транснефтепродукт".
16.2.4. Подразделения АО "Телекомнефтепродукт", обеспечивающие
корпоративную сеть АК "Транснефтепродукт" каналами связи, в
вопросах переключения этих каналов, постановки их на измерения
параметров и других действий с ними, могущих повлиять на работу
корпоративной сети, оперативно соподчиняются работникам аппарата
компании, ответственным за работу сети, и подразделениям
акционерных обществ, обеспечивающих работу периферийной части
корпоративной сети.
16.2.5. Все виды работ на оборудовании сети и связи, а также
вмешательство в программные средства, обеспечивающие
функционирование корпоративной сети компании, должны письменно
согласовываться с компанией.
16.2.6. Работники исполнительного аппарата компании и
акционерных обществ, обеспечивающие работу корпоративной сети и
обслуживание каналов передачи данных, несут ответственность за
вмешательство в работу корпоративной сети без получения разрешения
в установленном порядке.
16.3. Обязанности оперативного персонала
16.3.1. К оперативному персоналу по управлению приемом,
перекачкой, отгрузкой и поставками нефтепродуктов относится
персонал диспетчерских служб АО, ПО, МДП, операторных ПС, НП и
т.д.
16.3.2. Персонал диспетчерских служб АО, ПО, МДП, операторных
входит в состав производственной диспетчерской службы, работает в
соответствии с отдельным распорядком (посменно).
16.3.3. Руководителями смены назначаются соответственно:
дежурные диспетчеры и сменный персонал МДП.
16.3.4. Работа оперативного персонала осуществляется в
соответствии с утвержденным графиком.
16.3.5. Каждый дежурный, приступая к работе, должен принять
смену от предыдущего дежурного, а после работы сдать смену
следующему дежурному. Уход с дежурства без сдачи смены
запрещается.
16.3.6. При приеме и сдаче смены оперативный персонал, в
зависимости от уровня управления, обязан:
- ознакомиться с состоянием оборудования резервуаров,
технологических трубопроводов, схемами и режимами работы
трубопроводов и оборудования на вверенном участке в объеме,
установленном должностной инструкцией;
- получить сведения от сдающего смену об изменениях режимов
работы и технического состояния трубопроводов, резервуаров и
технологического оборудования на вверенном участке, а также о
поступивших во время предыдущей смены распоряжениях и указаниях
руководства и вышестоящих диспетчерских пунктов;
- принять системы управления и контроля за состоянием
оборудования, ключи от помещений, оперативную документацию и
инструкции, а также другие предусмотренные должностными
инструкциями технические и защитные средства и документы;
- ознакомиться со всеми записями предыдущего дежурства;
- оформить прием смены путем записи в журнале или ведомости за
своей подписью и (или) подписью сдавшего или другим
предусмотренным должностной инструкцией образом.
16.3.7. Каждый дежурный - лицо, ответственное за ведение
технологического процесса приема, перекачки, отгрузки и поставки
нефтепродуктов в соответствии с предусмотренными проектом и
инструкциями режимами, а также контролирующее эксплуатационные
параметры трубопроводов, резервуаров и технологического
оборудования на вверенном ему участке и соответствие этих
параметров значениям, предусмотренным картами режимов, уставок,
инструкциями и т.д.
16.3.8. Руководители, начальники цехов и служб, дежурные
диспетчеры имеют право в пределах своих полномочий отстранять от
дежурства или заменять другими работников, не выполняющих своих
обязанностей или не могущих их выполнять по состоянию здоровья.
16.3.9. При нарушении режима работы нефтепродуктопроводов,
отказах или повреждениях технологического оборудования, в
аварийных ситуациях оперативный персонал обязан немедленно принять
меры к восстановлению нормального режима работы объектов или
действовать в соответствии с инструкциями.
При этом оперативный персонал должен немедленно сообщить о
происшедшем вышестоящему оперативному лицу и руководителю объекта,
далее руководствоваться их указаниями и имеющимися инструкциями.
16.3.10. Распределение обязанностей между оперативным
персоналом и действия при пуске и остановке оборудования,
аварийной ситуации и во время ликвидации аварий должно быть
регламентировано должностными и другими инструкциями и планом
ликвидации аварий.
16.3.11. Функции, права, обязанности и ответственность
персонала диспетчерских служб АО, ПО, МДП и операторной в полном
объеме определяются соответствующими каждому уровню управления
должностными инструкциями.
16.4. Режим работы магистральных нефтепродуктопроводов
16.4.1. Технологический режим МНПП должен обеспечивать
перекачку нефтепродуктов с пропускной способностью,
предусмотренной проектом, с наименьшими потерями, а также
безопасную эксплуатацию оборудования, резервуаров и трубопроводов.
16.4.2. Расчетное время работы магистральных
нефтепродуктопроводов с учетом их остановок на профилактику,
обслуживание и текущий ремонт принимают равным 350 суткам, или
8400 ч в год.
16.4.3. Технологический процесс перекачки нефтепродуктов по
трубопроводам в зависимости от принятых проектных решений и
технико - экономических показателей оборудования и объектов МНПП
может осуществляться по трем основным схемам:
- перекачка "из насоса в насос";
- перекачка "с подключенными резервуарами";
- перекачка из резервуара.
16.4.4. Технологический режим перекачки нефтепродуктов по
магистральному нефтепродуктопроводу определяется принятыми на
этапе проектирования значениями следующих основных параметров:
- максимально допустимым рабочим давлением на выкиде насосов
(на коллекторе, до регулирующего устройства);
- максимально допустимым рабочим давлением на нагнетании ПС
(после регулирующего устройства);
- максимально и минимально допустимыми рабочими давлениями на
приеме насосов;
- наибольшей и наименьшей вязкостью и температурами
нефтепродуктов, закачиваемых в трубопровод.
Технологические режимы перекачки приводятся в картах режимов
МНПП, которые разрабатываются в АО с учетом данных технологических
карт эксплуатации резервуаров и параметров насосных агрегатов; они
являются одними из основных документов, которыми руководствуются в
работе оперативно - диспетчерский персонал и диспетчерские пункты.
16.4.5. Режим работы нефтепродуктопровода должен
соответствовать проекту, регламенту (картам режимов) и
обеспечивать равномерность перекачки.
16.4.6. Температура закачиваемых в трубопровод нефтепродуктов
должна соответствовать требованиям действующих нормативных
документов.
16.5. Последовательная перекачка
16.5.1. Перекачка нескольких нефтепродуктов или их разных
видов по одному нефтепродуктопроводу может осуществляться
последовательно, с соблюдением требований по сохранению их
качества; основные требования к последовательной перекачке
приведены в Инструкции по технологии последовательной перекачки
нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам [60].
16.5.2. Основными параметрами последовательной перекачки
являются:
- последовательность подачи различных нефтепродуктов или их
видов в трубопровод, способ контактирования, величина партий
нефтепродуктов, условия разделения партий на конечном пункте.
16.5.3. Последовательность закачки разных нефтепродуктов в
МНПП должна устанавливаться с учетом основных свойств,
определяющих их качество, чтобы допустимые концентрации примеси
одного смежного продукта в другом были наибольшими по своей
величине.
16.5.4. Время закачки и объемы партий нефтепродуктов,
закачиваемых с головных ПС, определяются работниками диспетчерской
службы отделения АО совместно со специалистом по качеству с учетом
минимального смесеобразования, обеспечения полного исправления
образующихся смесей и согласовываются с товарно - транспортным
отделом АО.
Переход от одного нефтепродукта на другой производится только
по разрешению диспетчера АО.
16.5.5. Сброс нефтепродуктов по отводам (на нефтебазы, АЗС и
т.д.) производится по разрешению дежурного диспетчера. Сброс
нефтепродуктов из зоны смеси на попутные пункты сброса
запрещается, кроме случая, когда объем сбрасываемых нефтепродуктов
обеспечивает полное исправление нетоварной смеси за счет запаса их
качества.
16.5.6. Последовательная перекачка может осуществляться одним
из следующих способов:
- прямое контактирование;
- с разделителем.
Способ последовательной перекачки определяется проектом при
строительстве и реконструкции МНПП и обосновывается технико -
экономическими показателями.
В настоящее время при организации последовательной перекачки
нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам наибольшее распространение
получил метод прямого контактирования.
Организация последовательной перекачки
16.5.7. Для организации последовательной перекачки должен быть
выполнен комплекс необходимых организационно - технических
мероприятий, обеспечивающих ее проведение, и составлена
инструкция, утвержденная руководством АО.
16.5.8. При плановых и вынужденных остановках перекачки смесь
по возможности следует располагать на участках, где
смесеобразование будет минимальным, учитывая профиль трассы.
16.5.9. На каждую партию перекачиваемых нефтепродуктов
лабораторией головной ПС составляется и передается инженеру по
качеству отделения АО карта закачки, в которой указываются
последовательность подключения резервуаров, высота взлива и
качественные характеристики нефтепродуктов.
16.5.10. О времени закачки очередной партии с характеристикой
контактирующих нефтепродуктов инженер по качеству отделения АО
передает на промежуточные и конечные пункты.
16.5.11. При организации и проведении последовательной
перекачки должны быть предусмотрены:
- контроль за прохождением смеси в трубопроводе;
- контроль качества нефтепродуктов.
16.5.12. На перекачивающих станциях и наливных пунктах в тех
случаях, когда нет УКП, должны быть контрольные пункты для
наблюдения за последовательной перекачкой, а в местах приемки и
реализации смеси - выносные контрольные пункты (за 10 - 15 км до
пункта приемки и реализации смеси).
16.5.13. Прохождение смеси по трубопроводу можно
контролировать теми приборами, которые обеспечивают определение
концентрации одного нефтепродукта в другом с абсолютной
погрешностью не более 2,5%.
16.5.14. Основным режимом перекачки является перекачка "из
насоса в насос". При необходимости разрешается перекачка
нефтепродуктов с подключенным резервуаром на ПС. При этом
технологическая схема станции должна исключать возможность
подмешивания нефтепродуктов из тупиковых линий и "карманов" перед
задвижками.
Транзитная перекачка смеси через ПС должна производиться
только на режиме "из насоса в насос". За 3 часа до подхода смеси к
ПС резервуары на этих станциях отключаются от трубопровода и
насосной.
16.5.15. При последовательной перекачке на участках переходов
через водные преграды резервная нитка перехода должна быть
отключена.
Данные о времени отключения резервной нитки и о нефтепродукте,
находящемся в ней, вносятся в журнал диспетчера ПО АО.
16.5.16. При организации последовательной перекачки различных
видов, групп и марок нефтепродуктов в целях уменьшения
смесеобразования следует:
- скорость перекачки выбирать максимально возможной;
- самотечность участков устранять регулированием давления на
соответствующих участках;
- за основной режим перекачки принять работу перекачивающих
станций "из насоса в насос";
- перекачку нефтепродуктов осуществлять, как правило,
партиями, обеспечивающими наименьшее смесеобразование.
16.5.17. Последовательную перекачку с разделителями можно
выполнять по трубопроводам, сужения и повороты которых не
препятствуют прохождению разделителей.
16.5.18. В диспетчерских пунктах нефтепродуктопроводов должен
быть заведен журнал, в котором фиксируют не реже чем через 2 ч
места нахождения смеси или разделителей и другие данные,
необходимые для контроля последовательной перекачки.
Прием и раскладка смесей на приемном пункте
16.5.19. Прием и раскладка смесей на приемном пункте
производится по карте раскладки, составленной персоналом товарной
службы на основании полученных от головной ПС данных о качестве
закаченных нефтепродуктов и результатов контроля за прохождением
смеси на предпоследнем пункте, с учетом нарастания объема смеси на
последнем участке МНПП.
16.5.20. Переключения по раскладке смеси и нефтепродуктов
производятся оператором по картам закачек и команде лаборатории
ПС.
16.5.21. Смеси одноименных нефтепродуктов ("бензин - бензин",
"дизтопливо - дизтопливо" и др.) раскладываются в резервуары с
нефтепродуктами соответствующих марок или видов, входящих в смесь,
с учетом запаса их качества.
16.5.22. Количество смеси, сбрасываемой в высокосортный
нефтепродукт определяется в каждом конкретном случае по таблицам
или формулам Инструкции по технологии последовательной перекачки
нефтепродуктов по МНПП [60].
16.5.23. При отсутствии запаса качества у высокосортного
нефтепродукта вся смесь принимается в резервуар с низкосортным
нефтепродуктом.
Оформление соответствующего перечисления нефтепродуктов из
сорта в сорт производится на основании фактических объемов
перекачиваемых нефтепродуктов и фактического количества
технологических смесей.
Эти данные заносят в соответствующие графы товарного
балансового отчета с разбивкой по категориям поставщиков.
16.5.24. На приемных пунктах при раскладке технологической
смеси "бензин - дизтопливо" (как правило, при 50-ти процентном
соотношении перекачиваемых нефтепродуктов) ее делят на тяжелую
("легкое дизтопливо") и легкую ("тяжелый автобензин") и принимают
в два резервуара для последующего исправления.
Границей отсечения тяжелой смеси от стандартного дизельного
топлива считается смесь с концентрацией 2 - 3% бензина в дизельном
топливе (температура вспышки 18 - 25 град. C).
Легкая смесь отсекается от стандартного бензина при мгновенной
концентрации 2 - 3% дизельного топлива в бензине (температура
конца кипения 220 - 230 град. Цельсия).
Концентрация перекачиваемых нефтепродуктов в смеси
определяется по плотности смеси и контактирующих нефтепродуктов.
При недостатке ресурсов для исправления смеси при малом запасе
качества одного из контактирующих нефтепродуктов граница
разделения смеси передвигается в сторону этого нефтепродукта.
16.5.25. На приемо - сдаточных пунктах по данным запаса
качества нефтепродуктов, поступающих от поставщика, смесь
раскладывают в резервуары с нефтепродуктами соответствующей марки.
Легкую смесь раскладывают в бензиновые резервуары, тяжелую - в
резервуары с дизельным топливом с составлением приемо - сдаточного
акта по установленной форме [75].
16.5.26. Концентрация перекачиваемых нефтепродуктов в смеси,
количество смеси, которое следует добавить в резервуары для
исправления ее в стандартный нефтепродукт, количество резервуаров
для раскладки смеси и другие величины определяются службой
контроля качества по таблицам - формулам действующей НТД по
последовательной перекачке нефтепродуктов [60] и картам смешения.
Порядок реализации смесей, не подлежащих исправлению на приемо
- сдаточных пунктах, определяется договором между поставщиком и
АО.
16.5.27. При сверхнормативном смесеобразовании и увеличении
пересортицы в низший сорт назначается комиссия, которая
устанавливает причины смешения, количество смешанных
нефтепродуктов и их качество.
По результатам проверки комиссией составляется акт на смешение
нефтепродуктов по установленной форме [75].
16.5.28. Потери от смешения нефтепродуктов сверх нормативов
относят на счет виновных лиц.
В случае, когда виновники не установлены, потери от смешения и
связанные с этим затраты возмещаются за счет подразделений АО.
16.6. Условия приема и поставки нефтепродуктов
16.6.1. Условия приема и поставок нефтепродуктов, порядок
замера количества и определения качества нефтепродуктов, а также
порядок взаиморасчетов устанавливаются в договорах, заключаемых на
определенный срок заказчиками и АО, эксплуатирующими МНПП (или АК
"Транснефтепродукт").
16.6.2. Прием нефтепродуктов производится партиями.
16.6.3. При последовательной перекачке в связи с особенностями
технологии, цикличностью работы трубопровода производится
накопление односортных нефтепродуктов нескольких поставщиков для
образования минимальной партии.
График поставки может быть откорректирован по согласованию
сторон, но не позднее чем за пять дней до планируемого месяца.
16.6.4. Прием для накопления и транспорта нефтепродуктов,
вызывающих внутреннюю коррозию, не допускается.
16.6.5. Нефтепродукты принимаются и поставляются в единицах
массы.
16.6.6. Прием и поставка нефтепродуктов осуществляется путем
перекачки их по нефтепродуктопроводам, отгрузки железнодорожным,
водным (морским, речным) транспортом или путем приема в начальном
пункте и последующей сдачи нефтепродуктов в конечном в
резервуарах. Способ приема или поставки нефтепродуктов
предусматривается в договоре.
16.6.7. Прием нефтепродуктов к транспортированию в начальном
пункте и сдача их в пункте назначения производятся по измерениям в
резервуарах, транспортных средствах или по коммерческим узлам
учета с составлением акта приема - сдачи установленной формы [75].
Производить прием и сдачу нефтепродукта одновременно из одного и
того же резервуара, а также по резервуарам, имеющим просроченные
градировочные таблицы, запрещается.
16.6.8. Стационарные и переносные пробоотборники, используемые
для отбора проб из резервуаров и трубопроводов, должны
соответствовать требованиям ГОСТ 2517-85.
16.6.9. Технологическая обвязка и запорная арматура
резервуаров и узлов учета должны быть технически исправны и не
допускать перетока и утечки нефтепродуктов.
16.7. Учет количества нефтепродуктов
16.7.1. Учет количества нефтепродуктов ведется для получения
объективной документации - коммерческой, бухгалтерской и учетной,
используемой при учетно - расчетных операциях (коммерческий учет)
и/или для обеспечения нормального режима эксплуатации МНПП
(оперативный учет).
16.7.2. Количество нефтепродуктов на МНПП учитывают в
соответствии с порядком, установленным Инструкцией по учету
нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах [75].
16.7.3. Оперативный учет нефтепродуктов необходимо вести
одновременно на всех станциях трубопровода и в других его пунктах,
связанных с перекачкой, с интервалом не реже чем через 2 ч.
Результаты измерений записывают в журнал и сообщают
диспетчеру.
16.7.4. На все резервуары, магистральные трубопроводы, отводы
и технологические коммуникации на территории ПС и НП должны быть
составлены градуировочные таблицы.
Градуировочные таблицы на коммерческие резервуары должны быть
утверждены территориальным органом Госстандарта России.
16.7.5. Количество нефтепродуктов определяют в единицах массы
автоматически по узлам учета (расходомерам) или расчетным путем по
калибровочным таблицам с учетом плотности нефтепродуктов при
температуре измерения их объема.
16.7.6. Учет нефтепродуктов по коммерческим узлам учета
(расходомерам) производится по инструкции, согласованной с
Госстандартом России. Коммерческие узлы учета (расходомеры) должны
быть аттестованы территориальным органом Госстандарта России в
установленном порядке.
16.7.7. Фактическое наличие нефтепродуктов на ПС и НП
определяется постоянно. Инвентаризацию наличия нефтепродуктов
следует проводить не реже одного раза в месяц. При этом
учитываются все остатки нефтепродуктов, находящихся в резервуарах,
в магистральных и технологических трубопроводах.
16.7.8. Нормативные потери нефтепродуктов, определенные в
соответствии с действующими нормами естественной убыли, могут
списываться ежемесячно за счет издержек обращения.
Сверхнормативные потери нефтепродуктов списываются в установленном
порядке.
16.7.9. При учете нефтепродуктов необходимо оформлять по
установленной форме акты:
- о приеме нефтепродуктов на головных, промежуточных станциях
и конечных пунктах;
- о недостачах нефтепродуктов за отчетный период;
- о наличии нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах,
резервуарах и коммуникациях ЛПДС, ПС и НП.
16.7.10. Средства измерений, применяемые для измерений массы,
объема, уровня, плотности, температуры, давления и других
параметров нефтепродуктов должны иметь сертификаты утверждения
типа Госстандарта России или аттестованы территориальным органом
Госстандарта России в установленном порядке.
16.7.11. Средства измерений и методики выполнения измерений,
применяемые при коммерческом учете нефтепродуктов, подлежат
государственному метрологическому контролю и надзору.
16.7.12. Средства измерений, применяемые при оперативном учете
нефтепродуктов, подлежат калибровке.
16.8. Контроль качества нефтепродуктов
16.8.1. Контроль качества нефтепродуктов осуществляется в
соответствии с РД 153-39.4-034-98 [56].
16.8.2. Контроль за продвижением партий различных
нефтепродуктов по МНПП и отводам на нефтебазы, прием и раскладка
смесей осуществляются с помощью вспомогательных приборов, принцип
действия которых основан на разности свойств перекачиваемых
нефтепродуктов.
При отсутствии автоматических приборов контроль
последовательной перекачки осуществляется отбором проб вручную с
последующим анализом отобранных проб. В отобранных пробах
определяются содержание воды, механических примесей, плотность,
температура вспышки дизтоплива, температура конца кипения бензина
(при необходимости и другие показатели) и проверяется сходимость
результатов по резервуарам. При обнаружении расхождений выясняются
причины и принимаются меры по устранению расхождений.
16.8.3. Контроль качества сдаваемых нефтепродуктов
осуществляется лабораторией поставщика, укомплектованной
необходимым лабораторным оборудованием, посудой и измерительными
приборами, поверенными в организациях Госстандарта России.
16.8.4. Документом, удостоверяющим качество принимаемого к
транспортировке нефтепродукта, является паспорт завода -
изготовителя. Юридическое лицо, выдавшее паспорт, гарантирует и
несет ответственность за качество и достоверность указанных в
паспорте показателей, определяемых в объеме требований нормативной
документации на данный нефтепродукт.
16.8.5. Для проверки и (или) подтверждения значений
показателей качества требованиям нормативной документации химико -
аналитические лаборатории АО по результатам проведенных ими
анализов выдают свои паспорта качества.
16.8.6. При возникновении разногласий в оценке качества
нефтепродуктов между потребителем, поставщиком и заводом -
изготовителем основанием для решения вопроса являются результаты
анализов арбитражных (контрольных) проб.
16.8.7. При осуществлении последовательной перекачки в системе
МНПП контроль качества в ходовых пробах и резервуарах производится
в соответствии с РД 153-39.4-034-98 [56].
16.8.8. В случае длительного хранения нефтепродукта в
резервуарах проводятся контрольные анализы качества нефтепродуктов
в соответствии с РД 153-39.4-034-98 с целью определения
соответствия нефтепродукта требованиям ГОСТ (ТУ). Периодичность
контрольных анализов должна составлять: для бензина - не реже
одного раза в шесть месяцев, дизельного топлива - не реже одного
раза в год.
Объемы контролируемых показателей качества принимаются
согласно действующей Инструкции по контролю качества в системе АК
"Транснефтепродукт".
16.8.9. При поставке нефтепродуктов по МНПП или отгрузке с
наливных пунктов к акту приема - сдачи прилагается паспорт
качества. Паспорт заполняется по всем показателям ГОСТа или ТУ на
нефтепродукт в соответствии с результатами анализов. Значения
показателей, не определяемых лабораторией, проставляются по
заводскому паспорту качества, о чем делается отметка в паспорте.
Допускается, по согласованию с заказчиком, заполнять паспорт
качества по показателям, определяемым только в лаборатории
предприятий АО МНПП. При сдаче покупателю топлива для реактивных
двигателей к паспорту, выдаваемому лабораторией, прилагается
паспорт завода - изготовителя.
16.8.10. Организацию и проведение работ по контролю и
обеспечению сохранности качества нефтепродуктов осуществляют
службы контроля качества, товарно - транспортная и эксплуатации АО
и компании.
16.8.11. Отвечают за качество отпускаемого нефтепродукта
непосредственно руководители АО и ответственные за качество
нефтепродуктов в соответствии с должностными инструкциями.
17. Технические средства автоматизированного
управления магистральными нефтепродуктопроводами
17.1. Общие требования к эксплуатации
17.1.1. Эксплуатация технических средств автоматизированного
управления МНПП должна осуществляться в соответствии с
требованиями действующей НТД [41, 42], инструкциями заводов -
изготовителей и другими документами.
17.1.2. К техническим средствам автоматизированного управления
магистральными нефтепродуктопроводами относятся средства
автоматики (А), телемеханики (ТМ), вычислительной техники (ВТ) и
средств связи (СС).
17.1.3. Объем автоматизации технологических объектов МНПП
определяется техническими условиями заводов - изготовителей
|
