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

3.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КАРТЫ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ ТОВАРНЫХ ПАРКОВ НПС (ЛПДС)

Технологические карты по эксплуатации резервуаров должны содержать следующую информацию:

–наименование НПС (ЛПДС);

–тип резервуара;

–номер резервуара по технологической схеме;

–абсолютную отметку днища;

–базовую высоту резервуара;

–параметры резервуара (высота, диаметр, объем по строительному номиналу);

–оборудование резервуара (тип, количество, производительность дыхательных и предохранительных клапанов, для РВСП – количество вентиляционных патрубков, тип системы размыва и минимальный безопасный уровень при размыве, тип уровнемера);

–номер технологической группы;

–расчетную производительность заполнения/опорожнения резервуара;

–диаметр, расстояние от днища до верхней образующей ПРП, количество ПРП;

–максимальную допустимую производительность заполнения/опорожнения резервуара с учетом максимальной скорости движения понтона или плавающей крыши;

–конструкционную высоту резервуара Нконстр;

–высоту верхнего и нижнего допустимых уровней взливов, аварийного верхнего уровня, аварийного нижнего уровня, высоты нормативных уровней нижнего и верхнего;

–объемы по верхнему и нижнему допустимым уровням взлива, аварийному верхнему и нижнему уровням, нормативным уровням нижнему (объем технологического остатка) и верхнему, емкость аварийного сброса;

–объемы емкости (полезной) для товарных операций;

81

–товарную емкость, выведенную из технологии, товарную емкость РП с учетом выведенной из технологии;

–коэффициент использования емкости (полезной) для товарных операций.

К технологической карте прилагается расчет технологических остатков по каждому резервуару.

Технологическая карта по эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером ОСТ, переутверждается не реже чем через 2 года, должна проходить пересмотр при изменении технологической схемы РП, условий эксплуатации и технического состояния резервуаров.

Технологические карты составляются на основании градуировочных таблиц, исполнительной документации на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) резервуаров и РП, заключений по результатам обследования, карт технологических режимов работы МТ.

К технологическим картам прилагаются обосновывающие документы, в т. ч.:

–акты опробования запорной арматуры приемо-раздаточных патрубков (с указанием времени закрытия/открытия);

–выкопировки из паспорта на понтон (плавающую крышу) для РВСП (РВСПК);

–проектные чертежи понтона (плавающей крыши);

–акты гидравлических испытаний резервуаров;

–акты замеров высоты врезки окон пенокамер при их наличии. В связи с большой значимостью в процессе диспетчерского

управления работой МН соблюдения правил технической эксплуатации резервуаров ниже приводится объяснение основных терминов и понятий, приводимых в технологических картах.

Аварийная емкость – резервуарная емкость, предназначенная для аварийного приема нефти (нефтепродуктов) из технологического участка магистрального трубопровода при остановке откачивающей насосной станции, при срабатывании предохранительных клапанов, при ошибочных действиях персонала, а также при закрытии входных задвижек трубопроводов резервуарного парка при достижении в резервуарах максимального допустимого уровня.

82

Базовая высота резервуара, м – расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

Верхний аварийный уровень Нверх. авар., м – максимальный уровень заполнения, выше которого заполнение резервуара запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.

Верхний допустимый уровень Нверх. доп., м – уровень нефти

(нефтепродуктов) в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на приемо-раздаточном патрубке резервуара.

Верхний нормативный уровень Нв, м – уровень нефти (нефтепро-

дуктов), при достижении которого должны быть выполнены технологические операции по остановке закачки нефти (нефтепродуктов) в резервуар.

Воронкообразование – вращательное движение нефти (нефтепродуктов) с образованием воронки и всасыванием воздуха при ее истечении из резервуара через приемо-раздаточный патрубок.

Емкость (полезная) для товарных операций Vт, м3 – фактический объем нефти (нефтепродуктов), находящийся в резервуаре между нижним нормативным уровнем и верхним нормативным уровнем, за вычетом емкости для аварийного сброса.

Емкость для аварийного приема (сброса) нефти (нефтепродук-

тов) Vа рп, м3 – объем емкости, равный одночасовой максимальной производительности технологического участка магистрального трубопровода (при нескольких параллельных трубопроводах – по трубопроводу с максимальной производительностью).

Максимальная допустимая производительность заполнения (опорожнения) резервуара Qмакс. доп., м3/ч – производительность, огра-

ниченная конструкционными особенностями резервуара (производительностью дыхательной арматуры, скоростью движения понтона / плавающей крыши, скоростью движения нефти (нефтепродуктов)).

83

Нижний аварийный уровень Ннижн. авар., м – минимальный уровень опорожнения, ниже которого опорожнение резервуара при его эксплуатации запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.

Нижний допустимый уровень Ннижн. доп., м – уровень нефти

(нефтепродуктов) в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на приемо-раздаточном патрубке резервуара.

Нижний нормативный уровень Нн, м – уровень нефти (нефтепро-

дуктов) в резервуаре, при достижении которого должны быть выполнены технологические операции по остановке откачки из резервуара.

Объем технологического запаса Vтзн, м3 – объем емкости, необ-

ходимый для устойчивой работы технологического участка магистрального трубопровода в течение времени, необходимого для оперативных действий персонала по выполнению переключений.

Объем технологического остатка Vто, м3 – объем емкости, кото-

рый включает в себя объем по нижнему нормативному уровню Vн.

Уровень аварийного запаса На, м – уровень, обеспечивающий за-

пас свободной емкости для приема нефти (нефтепродуктов) при аварийных сбросах нефти (нефтепродуктов) из магистрального трубопровода.

3.6. ПЛАНЫ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ (ПМЛЛПА), ПЛАНЫ ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ (ПЛРН)

Необходимость разработки на каждый технологический участок магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов планов ликвидации возможных аварий регламентирована федеральным законом и нормами в области промышленной безопасности.

Установлен единый подход и требования к содержанию планов мероприятий по ликвидации возможных аварий на магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах): типовые формы; порядок оповещения должностных лиц эксплуатирующих и сторонних орга-

84

низаций, которые должны быть извещены об аварии; взаимодействие с административными и надзорными органами, землевладельцами, организациями, эксплуатирующими коммуникации, проходящие в одном техническом коридоре с магистральными нефтепроводами (нефтепродуктопроводами); мероприятия по локализации разлитой нефти (нефтепродукта), ликвидации аварии и ее последствий.

ПМЛЛПА разрабатывается на линейную часть МН, подводные переходы МН, перекачивающие станции (ПС).

При разработке плана на перекачивающие станции рассматриваются все производственные площадки, в том числе: резервуарные парки, насосные станции, технологические трубопроводы; железнодорожные эстакады, железнодорожные наливные пункты нефти (нефтепродуктов), автоналивные станции нефтепродуктов, приемосдаточные пункты.

План содержит оперативную часть, техническую часть и приложения.

Оперативная часть ПЛВА должна содержать:

–основные сведения об организации;

–основные технологические операции, производимые с нефтью (нефтепродуктами);

–распределение обязанностей между службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

–порядок организации управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

– порядок обеспечения готовности ремонтного персонала

итехнических средств с указанием ответственных;

–порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;

–порядок оповещения сторонних организаций, надзорных, кон-

трольных органов, землевладельцев и других организаций об аварии;

– маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала к месту аварии;

85

–мероприятия по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

–порядок организации материально-технического, инженерного

ифинансового обеспечения для ликвидации аварий;

–порядок оформления документации об аварии.

Техническая часть содержит:

–расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти;

–расчет сил и средств для локализации и ликвидации возможных аварий;

–методы локализации и ликвидации аварий;

–мероприятия по сбору и утилизации разлитой нефти (нефтепродукта), ликвидации последствий аварии;

–перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

–перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

–обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти (нефтепродукта) к месту аварии;

–перечень мероприятий по обследованию состояния МН после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

–перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;

–технологическую схему, ситуационный план и профиль МН

суказанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

–ситуационный план объекта МН (с указанием резервуарного парка, насосной, сливо-наливной эстакады и т. д.) с обозначением мест размещения основного технологического оборудования, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для за-

с указанием мест расположения и номеров задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

86

–технологическую схему объекта МН (состоящую из резервуаров, насосов перекачки, систем, технологических и вспомогательных трубопроводов и другого технологического оборудования) с указанием технологических номеров, наименований оборудования, диаметров трубопроводов, давлений перекачки, направления потоков и т. д.;

–схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

–транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти (нефтепродукта).

Обязанности оперативного и диспетчерского персонала оговорены в оперативной части плана.

В планах ликвидации разливов нефти в зависимости от объема разлившейся нефти (нефтепродуктов) и площади разлива на местности и во внутренних пресноводных водоемах выделяются чрезвычайные ситуации ЧС(Н) следующих категорий:

–локального значения – разлив от нижнего уровня разлива нефти (нефтепродуктов) до 100 т нефти (нефтепродуктов) на территории объекта;

–муниципального значения – разлив от 100 до 500 т нефти (нефтепродуктов) в пределах административной границы муниципального образования либо разлив до 100 т нефти (нефтепродуктов), выходящий за пределы территории объекта;

–территориального значения – разлив от 500 до 1000 т нефти (нефтепродуктов) в пределах административной границы субъекта Российской Федерации либо разлив от 100 до 500 т нефти (нефтепродуктов), выходящий за пределы административной границы муниципального образования;

–регионального значения – разлив от 1000 до 5000 т нефти (нефтепродуктов) либо разлив от 500 до 1000 т нефти (нефтепродуктов), выходящий за пределы административной границы субъекта Российской Федерации;

–федерального значения – разлив свыше 5000 т нефти (нефтепродуктов) либо разлив нефти (нефтепродуктов) вне зависимости от

87

объема, выходящий за пределы государственной границы Российской Федерации, а также разлив нефти (нефтепродуктов), поступающий с территории сопредельных государств (трансграничного значения).

В зависимости от объема разлива нефти (нефтепродуктов) на море выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:

–локального значения – разлив от нижнего уровня разлива нефти (нефтепродуктов) (определяется специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области охраны окружающей среды) до 500 т нефти (нефтепродуктов);

–регионального значения – разлив от 500 до 5000 т нефти (нефтепродуктов);

–федерального значения – разлив свыше 5000 т нефти (нефтепродуктов).

Значения нижнего уровня разлива нефти (нефтепродуктов) для отнесения разлива к чрезвычайной ситуации определены приказом Минприроды России № 156 от 03.03.2003. Согласно данному приказу установлены значения разлива для морей и океанов, рек и внутренних водоемов, на местности и на торфяных болотах. Наименьшее значение выхода нефти на поверхность в размере 0,1 т установлено для устья р. Волги.

Планы ЛРН разрабатываются с учетом максимально возможного объема разлива нефти (нефтепродуктов), который определяется для следующих объектов:

–стационарные объекты хранения нефти (нефтепродуктов) – 100 % от объема максимальной емкости одного объекта хранения;

–трубопровод при порыве – 25 % от максимального объема прокачки в течение 6 ч и объем нефти (нефтепродуктов) между задвижками на порванном участке трубопровода;

–трубопровод при проколе – 2 % от максимального объема прокачки в течение 14 дней;

–железнодорожный состав – 50 % от общего объема цистерн

вжелезнодорожном составе;

–автомобильная цистерна – 100 % от объема.

88

При поступлении сообщения о разливе нефти (нефтепродуктов) время локализации не должно превышать 4 ч – при разливе в акватории (морские акватории, малые водотоки), 6 ч – при разливе на почве с момента обнаружения или с момента поступления информации о разливе нефти (нефтепродуктов).

В ПАО «Транснефть» обязанность по разработке (переработке) планов ЛРН (кроме планов ЛРН на ПП МН (МНПП)) возложена на научно-исследовательский институт «Транспорт нефти и нефтепродуктов».

План ЛРН состоит из следующих разделов:

–общая часть;

–оперативная часть;

–порядок ликвидации последствий ЧС(Н);

–обязательные и рекомендуемые приложения.

Разработка (переработка) планов ЛРН ОСТ на эксплуатируемые переходы МН через водные преграды осуществляется ОАО «Волжский подводник».

89

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.ГОСТ 2517-2012. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

2.ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.

3.ГОСТ Р 55610-2013. Системы измерения количества и показателей качества нефти. Общие технические условия.

4.ГОСТ 8.589-2007 ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приемасдачи нефти в нефтепроводных системах.

5.ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

6.ГОСТ Р 8.903-2015 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.

11.РМГ 89-2010 ГСИ. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение.

12.РМГ 94-2009 ГСИ. Испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях. Основные требования.

13.РМГ 99-2010 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе.

14.РМГ 100-2010 ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

15.РМГ 106-2010 ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой массы нетто нефти по ОАО «АК «Транснефть».

16.РМГ 109-2011 ГСИ. Нефть. Отбор проб из трубопроводов.

17.Р 50.2.040-2004 ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов.

18.МИ 2775-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества

90