PRAVILA RADATRANSPORTNOG SISTEMA ZA TRANSPORT NAFTE NAFTOVODOM("Sl. glasnik RS", br. 44/2010) |
1.1. Svrha pravila o radu transportnog sistema
1.1.1. Pravila o radu transportnog sistema uređuju tehničke aspekte funkcionisanja sistema za transport nafte, opšte uslove obavljanja usluge transporta nafte naftovodima kao i prava i obaveze koje nastaju između transportera i korisnika usluge (u daljem tekstu: Pravila).
Pravila obuhvataju:
- tehničke uslove za bezbedno funkcionisanje transportnog sistema;
- pravila za postupke u slučaju havarije na transportnom sistemu;
- pravila o korišćenju transportnog sistema;
- nadzor i održavanje transportnog sistema;
- načina merenja, funkcionalne zahteve i klase tačnosti merila.
1.2.2. Transportni sistem obuhvata naftovod-cevovod za transport sirove nafte sa pripadajućim pumpnim, mernim, čistačkim i blok stanicama, sistemom katodne zaštite, sistemom za daljinski nadzor i upravljanje, telekomunikacionom mrežom i tehnološke rezervoare na Terminalu Novi Sad.
1.2.3. Blok šemu transportnog sistema transporter objavljuje na svom internet sajtu.
1.3. Komisija za praćenje primene Pravila o radu transportnog sistema
1.3.1. Radi obezbeđenja javnosti rada i kontrole nediskriminatorskog položaja transportera obrazuje se Komisija za praćenje primene Pravila (u daljem tekstu: Komisija).
Komisija u svom radu:
- prati primenu Pravila;
- razmatra inicijative za izmenu, odnosno dopunu Pravila;
- donosi poslovnik o radu Komisije.
1.3.2. Transporter obezbeđuje uslove za rad Komisije.
1.3.3. Transporter, korisnik ili Agencija mogu da pokrenu inicijativu za izmenu Pravila.
1.3.4. Inicijativa za izmenu Pravila se pismeno dostavlja predsedniku Komisije, koji je prosleđuje članovima Komisije.
1.3.5. U roku od 30 dana od dana prijema inicijative za izmenu, odnosno dopunu Pravila, Komisija dostavlja obrazloženu inicijativu transporteru.
1.3.6. U slučaju da transporter prihvati inicijativu dužan je da u roku od 30 dana od dana, prijema inicijative, sačini predlog izmene, odnosno dopune Pravila i dostavi ih Agenciji radi pribavljanja saglasnosti.
1.3.7. Ukoliko je transporter odlučio da ne uvaži inicijativu za izmenu, tada Agenciji dostavlja obrazloženje zbog čega ne prihvata predlog za izmenu.
1.3.8. Komisija ima pet članova:
- tri predstavnika transportera, od kojih je jedan predsednik Komisije;
- dva predstavnika korisnika transportnog sistema od kojih:
a) jedan korisnik sa najvećom transportovanom količinom nafte u prethodnoj godini;
b) drugi se bira na period od godinu dana prema broju licence iz Registra izdatih licenci Agencije za delatnosti koje obuhvataju trgovinu naftom i derivatima nafte, a koji ima zaključen ugovor o transportu nafte naftovodom.
U radu Komisije učestvuje i predstavnik Agencije.
1.3.9. Članovi Komisije koji predstavljaju grupu korisnika transportnog sistema određuju se na period od godinu dana. Period od godinu dana počinje da teče od dana održavanja prve sednice Komisije.
1.3.10. Predsednik Komisije je dužan da utvrdi i objavi listu članova Komisije najkasnije mesec dana pre održavanja redovne sednice Komisije.
1.3.11. Predsednik Komisije predsedava sednicama Komisije i zadužen je za sazivanje sednice, utvrđivanje sastava Komisije u skladu sa Pravilima, dostavu materijala koji će se razmatrati na sednicama, objavljivanje dokumenata i akata od značaja za rad Komisije, kao i za obavljanje drugih poslova u skladu sa poslovnikom o radu Komisije.
1.3.12. Rad Komisije se odvija u redovnim i vanrednim sednicama. Redovne sednice se održavaju najmanje jednom godišnje.
1.3.13. Kvorum za održavanje sednice čini polovina ukupnog broja imenovanih članova.
1.3.14. Komisija sačinjava zapisnik koji sadrži zapis o tačkama razmatranim na dnevnom redu, iznetim stavovima svih članova koji su učestvovali u raspravi.
1.3.15. Predstavnici korisnika transportnog sistema su obavezni da u radu Komisije zastupaju interese svih korisnika.
1.3.16. Zapisnik sa sednice Komisije dostavlja se Agenciji i objavljuje na način utvrđen poslovnikom o radu Komisije.
1.3.17. Poslovnik o radu Komisije uređuje:
- način sazivanja redovnih i vanrednih sednica;
- način vođenja i objavljivanja liste korisnika transportnog sistema i način objavljivanja liste članova Komisije;
- način dostavljanja materijala za sednice Komisije;
- način objavljivanja zapisnika sa sednica Komisije.
1.4. Poverljivost informacija i podataka
1.4.1. Transporter je dužan da obezbedi tajnost njemu dostupnih komercijalnih podataka, kao i poslovnih i drugih podataka korisnika koji se smatraju poverljivim u skladu sa propisima.
1.4.2. Korisnik, u skladu sa zakonom, određuje poslovne i druge podatke koje transporter mora da tretira kao poverljive.
1.4.3. Komercijalno osetljivim podacima smatraju se podaci o nabavnoj ceni sirove nafte i prodavcu kao i podaci koji se odnose na transport sirove nafte svakog od korisnika pojedinačno.
1.4.4. Sumarni podaci o transportovanim količinama sirove nafte na nivou transportnog sistema, kao i o radu transportnog sistema, uključujući i informacije o poremećajima i drugim vanrednim okolnostima, ne smatraju se poverljivim.
1.4.5. Informacije i podatke, koje je korisnik odredio za poverljive, transporter može dostavljati drugima samo uz prethodnu pismenu saglasnost korisnika.
1.4.6. Podatke o raspoloživim kapacitetima transportnog sistema transporter objavljuje u formi koja ne narušava poverljivost informacija korisnika transportnog sistema.
1.4.7. Transporter u cilju obezbeđivanja tehničkih preduslova za analizu sigurnosti rada transportnog sistema, razmenjuje odgovarajuće podatke sa susednim transporterima, proizvođačima nafte i proizvođačima derivata nafte. Poverljivost i čuvanje dostupnih podataka uređuju se ugovorom.
1.5.1. Pismena komunikacija između transportera i korisnika transportnog sistema i dostavljanje poziva, odluka, obaveštenja i drugih akata se vrši neposrednim dostavljanjem preko dostavljača - kurira, poštom, telefaksom ili elektronskom poštom.
1.5.2. Transporter i korisnik će odrediti lica za pismenu, usmenu i komunikaciju putem maila.
1.5.3. Dostavljanje se vrši radnim danima, u toku radnog vremena.
1.5.4. Dostavljanje se smatra izvršenim:
- ukoliko se dostavljanje vrši preko dostavljača - danom uručenja pismena korisniku, odnosno njegovom zaposlenom; lice kome je akt uručen je dužno da na kopiji primljenog akta stavi datum prijema, potpis i otisak službenog pečata i da ga vrati dostavljaču;
- ukoliko se dostavljanje vrši preko pošte - danom uručenja preporučene pošiljke korisniku;
- ukoliko se dostavljanje vrši telefaksom - kada pošiljalac primi potvrdu da je akt poslat;
- ukoliko se dostavljanje vrši elektronskom poštom - kada pošiljalac primi potvrdu o prijemu elektronske pošte koju šalje informacioni sistem strane koja prima elektronsku poštu.
1.5.5. Ako prilikom navedenih načina dostavljanja bude učinjena greška, smatraće se da je dostavljanje izvršeno onog dana za koji se utvrdi da je lice kome je akt namenjen stvarno dobilo taj akt.
1.5.6. Ako transporter ili korisnik promene sedište, broj telefona, broj telefaksa ili elektronsku adresu, dužni su da o tome blagovremeno obaveste drugu stranu.
Pojmovi upotrebljeni u Pravilima imaju sledeća značenja:
1) API° - mera gustine nafte, koje pre svega predstavlja parametar za njenu fizičku, odnosno fizičko-hemijsku karakterizaciju. API - gustina je uobičajena mera gustine nafte i njenih destilacionih proizvoda. Specifična gustina (d) i API - gustina su obrnuto proporcionalne i njihov odnos je dat jednačinom:
API° = 141,5/d - 131,5
2) automatska merila protoka - predstavljaju automatizovane merne uređaje za merenje protoka fluida gde spadaju merila za merenje protekle mase i merila za merenje protekle zapremine sirove nafte;
3) blok ventil - označava sigurnosno-prekidni ventil koji se ugrađuje direktno na trasi naftovoda i služi da u slučaju bilo kakve havarije na naftovodu, interventno zatvori i izoluje onu deonicu naftovoda koja je direktno ugrožena;
4) blok stanica - objekat na trasi naftovoda, koji sadrži blokadni ventil na naftovodu i njegovu nadzorno-upravljačku opremu, kao i stanicu katodne zaštite;
5) buster pumpa - predstavlja pretpumpu linijskoj pumpi u pumpnoj stanici, kojom se obezbeđuje pritisak sirove nafte u naftovodu na usisu linijskih pumpi potreban za njihov rad;
6) deonica naftovoda - sekcija kojom se transportuje sirova nafta od mesta prijema do mesta predaje;
7) zaštitna cev - čelična cev u koju se postavlja naftovod pri prolazu ispod saobraćajnica, vodotokova i železnica;
8) kontrolna organizacija - nezavisna organizacija za kontrolu količine i/ili kvaliteta sirove nafte;
9) korisnik - fizičko ili pravno lice za čije se potrebe vrši transport sirove nafte;
10) korozija - fizičko-hemijski proces koji izaziva promene svojstva materijala naftovoda;
11) katodna zaštita - zaštite naftovoda od lutajućih struja koje izazivaju spoljašnju koroziju;
12) komercijalno merenje - merenje količine i kvaliteta sirove nafte na osnovu koga se vrši obračun transportovanih količina;
13) kracer-mehanički čistač naftovoda;
14) linijska pumpa - predstavlja glavnu pumpu u pumpnoj stanici kojom se vrši transport sirove nafte od terminala transportera do mesta predaje, odnosno transport sirove nafte naftovodom;
15) mesto prijema/otpreme - mesto na ulazu u transportni sistem, utvrđeno ugovorom o transportu sa korisnikom, na kome transporter preuzima a korisnik predaje sirovu naftu na transport;
16) merna stanica - objekat opremljen mernom opremom, instalacijom i dodatnom opremom, neophodnom za merenje protekle količine sirove nafte, uzorkovanje i delimičnu analizu kvaliteta transportovane sirove nafte;
17) mesto predaje - mesto na izlazu iz transportnog sistema, utvrđeno ugovorom o transportu sa korisnikom, na kome transporter predaje sirovu naftu;
18) merilo nivoa - merni uređaj za merenje nivoa sirove nafte u rezervoarima;
19) nafta - sirova nafta;
20) naftovod - deo transportnog sistema koji čini cevovod sa mernom, pumpnom, čistačkim i blok stanicama duž trase, sistemom katodne zaštite, telekomunikacionom mrežom koja služi isključivo za potrebe naftovoda;
21) izveštaj o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte - dokument koji izrađuje kontrolna organizacija a sadrži sve podatke neophodne za korisnika i transportera o količinama i kvalitetu sirove nafte na mestu prijema, otpreme i predaje;
22) pumpna stanica - objekat na naftovodu lociran na terminalu, u kome se nalaze buster i linijske pumpe;
23) pogonski događaj - poremećaj u transportu nafte naftovodom, usled kojeg dolazi do zastoja u radu u trajanju od nekoliko sati, što ne utiče značajno na transport nafte naftovodom;
24) radni pojas - propisani minimalni prostor duž trase cevovoda potreban za njihovu nesmetanu izgradnju i održavanje;
25) suvozemni rezervoari - vertikalni cilindrični rezervoari za skladištenje ili prijem sirove nafte za transport, locirani na kopnu;
26) skladišni rezervoari - suvozemni rezervoari namenjeni pružanju usluga komercijalnog skladištenja sirove nafte, koji ne čine deo transportnog sistema;
27) tehnološki rezervoari - pomoćni suvozemni rezervoari koji se koriste za privremeno zadržavanje u funkciji transporta sirove nafte;
28) terminal - objekat na trasi naftovoda koji sadrži skladišne i tehnološke rezervoare sa manipulativnim cevovodima i sa svim pripadajućim postrojenjima i uređajima;
29) transporter - energetski subjekt koji poseduje licencu za obavljanje energetske delatnosti transporta nafte naftovodom;
30) "flow" kompjuter - oprema merila protoka koja služi za obračun bruto transportovane količine fluida;
31) havarija - oštećenje elemenata transportnog sistema izazvano nepredviđenim okolnostima, koje za posledicu ima privremenu obustavu rada transportnog sistema;
32) čistačka stanica - nadzemni deo naftovoda koji služi za prijem ili otpremu kracera;
33) šarža - količina nafte istog kvaliteta koja se transportuje u skladu sa izveštajem o kontroli količine sa mesta prijema/otpreme, a koja ne može biti manja od 5.000 tona.
Ćiriličke skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
1. DN-1 - deonica naftovoda Dunav - Novi Sad dužine 63,4 km,
2. DN-2 - deonica naftovoda Novi Sad - Pančevo dužine 91 km,
3. KO - kontrolna organizacija,
4. MS - merna stanica,
5. RNS - Rafinerija nafte Novi Sad,
6. RNP - Rafinerija nafte Pančevo,
7. TNS - Terminal Novi Sad.
Latiničke skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
1. ANSI - Standard Američkog nacionalnog instituta (American National Standard Institute),
2. API - American petroleum Institute (Standard američkog naftnog instituta),
3. ASME - American Society of Mechanical Engineers (Standard udruženja američkih mašinskih inženjera),
4. ASTM - American Society for Testing and Materials (Standard američkog društva za ispitivanje materijala),
5. ISO - International Organization for Standardization (Međunarodna organizacija za standardizaciju),
6. BSW - Basic Sediment and Water (sadržaj vode i sedimenata),
7. DIN - Deutsches Institut für Normung (Nemački institut za standardizaciju),
8. NPSH - Net Positive Suction Head (dozvoljena kavitacijska rezerva pumpe),
9. OIML - Organisation Internationale de Metrologie Legale (Međunarodna organizacija za zakonsku metrologiju),
10. SCADA - Supervisory Control and Data Acquisiton (sistem za upravljanje i prikupljanje podataka).
3. TEHNIČKI USLOVI ZA BEZBEDNO FUNKCIONISANJE TRANSPORTNOG SISTEMA
Za bezbedno funkcionisanje transportnog sistema, delovi sistema moraju biti u skladu sa tehničkim uslovima propisanim proizvođačkim specifikacijama, standardima, i projektno-tehničkom dokumentacijom transportera.
3.1. Kvalitet sirove nafte koja se transportuje
3.1.1. Transporter preuzima na transport i transportuje sirovu naftu čije karakteristike ne prelaze sledeće granične vrednosti:
- gustina maks. 875 kg/m3 pri 15°C (analiza prema ISO 3675-93 ili ASTM D 1298);
- viskozitet na +20°C maks. 23 mm2/sec i na +50°C maks. 11 mm2/sec (analiza prema ISO 3104-97);
- voda i sedimenti (BSW) maks. 1 % v/v (analiza prema ISO 9030 ili ASTM D 96-94);
- pritisak pare po Reidu maks. 50 kPa (analiza prema ISO 3007 ili ASTM D 323);
- tačka tečenja +8 °C (analize prema ISO 3016-95 ili ASTM D 97);
- sadržaj sumpora maks. 2,8 % m/m (analiza prema ISO 8754-92 ili ASTM D 4294).
3.1.2. Transporter samo na deonici DN-2 preuzima na transport i transportuje i sirovu naftu tačke tečenja mah +26°C (analize prema ISO 3016-95), a čije karakteristike ne prelaze sledeće granične vrednosti:
- gustina maks. 882 kg/m3 pri 15°C;
- viskozitet na +40 °C maks. 15 mm2/sec (analiza prema ISO 3104-97);
- voda i sedimenti maks. 2 % v/v (analiza prema ISO 9030 ili ASTM D 96-94);
- sadržaj sumpora maks. 1 % m/m (analize prema ISO 8754-92 ili ASTM D 4294).
3.1.3. Korisnik koji zahteva transport sirove nafte karakteristika definisanih u tački 3.1.2. deonicom DN-2, dužan je da, radi potiskivanja sirove nafte iz cele deonice DN-2, obezbedi neophodnu količinu sirove nafte karakteristika iz tačke 3.1.1.
3.1.4. Transporter nije odgovoran za štetu prouzrokovanu na transportnom sistemu i eventualnu ekološku štetu koje nastanu ako se ustanovi da prethodno dostavljeni izveštaj o kontroli kvaliteta (sertifikat kvaliteta) odstupa od karakteristika nafte koja je transportovana, preko graničnih vrednosti iz tač. 3.1.1, odnosno 3.1.2.
3.2. Opis transportnog sistema
3.2.1.1. Dužina naftovoda deonice DN-1 od granice sa Republikom Hrvatskom do Novog Sada (Terminal Novi Sad/Rafinerija) iznosi 63,4 km. Spoljašnji prečnik naftovoda je 660 mm (26''). Radni pritisak na deonici naftovoda DN-1 iznosi od 1000 do 2500 kPa. Maksimalno dozvoljeni pritisak za deonicu DN-1 je 4920 kPa (49,2 bara).
3.2.1.2. Dužina naftovoda deonice DN-2 od Novog Sada (Terminal/Rafinerija) do Pančeva (Merna stanica) iznosi 91 km. Spoljašnji prečnik naftovoda je 457 mm (18''). Radni pritisak na deonici DN-2 iznosi od 1960 do 5750 kPa. Maksimalno dozvoljeni pritisak za DN-2 je 6700 kPa (67 bar).
3.2.1.3. Na određenim mestima trase naftovoda (prolazi ispod većih vodotokova) izgrađene su blok stanice sa pripadajućim blok ventilima u cilju izolovanja segmenata u slučaju akcidenta. Na deonici naftovoda DN-1 nalaze se tri blok stanice a na deonici DN-2 pet blok stanica sa pripadajućim blok ventilima punog profila.
3.2.2.1. Transporter poseduje pumpnu stanicu koje su opremljene buster i linijskim pumpama za transport sirove nafte deonicom DN-2.
3.2.2.2. Pumpna stanica sa instaliranim buster pumpama nalazi se na TNS Transportera. Buster pumpe su funkcionalno povezane da rade u paralelnoj vezi. Nominalni protok buster pumpe iznosi 900 m3/h, napor pumpe 65 m, snaga 180 kW. Pri protoku od 900 m3/h, NPSH na osi ulazne cevi iznosi 0,73 m.
3.2.2.3. Pumpna stanica sa instaliranim linijskim pumpama nalazi se na TNS transportera. Linijske pumpe su funkcionalno povezane u rednu vezu.
3.2.2.4. Linijske pumpe su nominalnog protoka 900 m3/h, napor pumpe 335 m pri 2960 o/min, snage 1000 kW. Usisni pritisak linijskih pumpi ne sme biti niži od 300 kPa.
3.2.3.1. Transporter poseduje rezervoarski prostor u funkciji transporta nafte ukupnog bruto kapaciteta 20.000 m3 na TNS - 2 tehnološka rezervoara od po 10.000 m3. Tehnološki rezervoari su vertikalni cilindrični čelični sa fiksnim krovom i plivajućom - pokretnom čeličnom membranom.
3.2.3.2. Pri punjenju odnosno pražnjenju rezervoara protok pumpe ne sme značajnije prelaziti vrednost od 1000 m3/h odnosno 700 m3/h. Punjenje rezervoara se vrši do visine koja omogućava siguran rad unutrašnje plivajuće membrane. Maksimalna visina punjenja je 12600 mm.
3.2.3.3. Rezervoari su međusobno povezani manipulativnim cevovodima u cilju neophodnog preusmeravanja sirove nafte.
3.2.3.4. Rezervoari su opremljeni radarskim merilima nivoa sa senzorima za merenje pritiska i temperature kao i sa indikatorom nivoa vode u rezervoaru kao i sistemom za protivpožarnu zaštitu i opremom za grejanje nafte.
3.2.4.1. Transporter poseduje mernu stanicu na mestu isporuke transportovane sirove nafte deonicom DN-2, odnosno na kraju naftovoda u Pančevu. Mernu stanicu čine čistačka sekcija, filterska sekcija, merna sekcija sa dve merne grane, manipulativna instalacija i komandna sala za operatere.
3.2.4.2. Radni pritisak u mernoj sekciji merne stanice je u opsegu od 150 do 420 kPa. Sva ugrađena oprema je klase ANSI 400 do filterske sekcije, a deo od filtera i merna oprema klase ANSI 300.
3.2.4.3. Maksimalni kapacitet merila protoka je 700 t/h. U slučaju kvara jednog od merila protoka, drugo merilo može preuzeti merenje ukupne količine transportovane sirove nafte.
3.2.4.4. U okviru merne sekcije kontrolno se meri temperatura, gustina i viskozitet sirove nafte.
3.2.4.5. Mernoj sekciji pripada i jedinica za automatsko uzimanje uzoraka.
3.2.4.6. Uzorci se sakupljaju radi formiranja zbirnog uzorka jedne šarže i laboratorijskog određivanja njenih karakteristika, procesno i komercijalno važnih osobina predate nafte (gustina, viskozitet, temperatura stinjavanja, sadržaj vode, sumpora, sedimenata, soli, itd.).
3.2.4.7. Merenje mase uzetih uzoraka vrši se preko elektronske vage koja se nalazi u sklopu jedinice za uzorkovanje. Preko "flow" kompjutera se upravlja promenom posuda za uzimanje uzoraka i alarmira prekoračenje mase.
3.3.1. Konstrukcija, izgradnja i rekonstrukcija naftovoda i tehnoloških rezervoara vrše se u skladu sa zakonom i propisima kojima se utvrđuju tehnički uslovi i normativi za bezbedan transport tečnih i gasovitih ugljovodonika, kao i prema standardima, preporukama, odnosno postupcima i pod uslovima utvrđenim ovim pravilima.
3.3.2. Cevi naftovoda i pripadajući cevni elementi (fitinzi, kolena, lukovi, "t" komadi i dr.) odgovaraju kvalitetu izrade prema standardima SRPS 23.040 Cevovodi i elementi cevovoda. Zavarivanje čeličnih cevi i čeličnih cevnih elemenata sprovodi se po kvalifikovanom postupku zavarivanja i u skladu sa normativima propisanim odgovarajućim srpskim standardima.
3.3.3. Rezervoari se grade u skladu sa SRPS M.Z3.054/81 i propisima o čeličnim konstrukcijama i nadzemnim rezervoarima.
3.3.4. Merna stanica se gradi u skladu sa pravilima za izgradnju "custody transfer" mernih stanica po OIML R-117, odnosno po API MPMS Chapter 18 Custody Transfer, a merila protoka u skladu sa ISO 10790, odnosno API MPMS Chapter 5.6.
3.4.1. Nadzor nad trasom naftovoda
3.4.1.1. Nadzor se sprovodi obilaskom trase kao i nadzorno-upravljačkim sistemom (SCADA).
3.4.1.2. Prilikom obilaska trase konstatuje se:
- eventualno isticanje sirove nafte iz naftovoda u okolnu sredinu;
- pokušaj neovlašćene izgradnje i građevinskih radova u radnom pojasu naftovoda;
- sadnja rastinja sa dubokim korenom;
- stanje obala vodotokova u zoni podvodnog prelaza naftovoda;
- promene na nadzemnim delovima naftovoda.
3.4.1.3. Vizuelni pregled se vrši periodično svake dve nedelje.
3.4.1.4. U radnom pojasu naftovoda, ne smeju se izvoditi građevinski radovi pre nego što se dobije pismena saglasnost transportera.
3.4.1.5. Nadzor nad trasom naftovoda putem nadzorno-upravljačkog sistema vrši se kontinuirano praćenjem tehničko-tehnoloških parametara u realnom vremenu.
3.4.2. Održavanje transportnog sistema
3.4.2.1. Preduslov za nesmetano i bezbedno funkcionisanje transporta nafte jeste održavanje transportnog sistema (naftovoda, njegovih sastavnih delova i tehnoloških rezervoara). To podrazumeva mere, postupke i aktivnosti u skladu sa zakonom, propisima i ovim pravilima.
3.4.2.2. Održavanje naftovoda obuhvata:
- ispitivanje naftovoda "inteligentnim" čistačem kojim se ustanovljava stanje naftovoda i stepen eventualnih spoljašnjih i unutrašnjih anomalija i oštećenja. Ispitivanje se vrši svakih pet godina, a ako se oceni da postoji potreba, i češće;
- ispitivanje postavljene hidroizolacije na naftovodu, koja se vrši odgovarajućim naponom (po pravilu 10.000 V) svakih pet godina;
- redovnu kontrolu, praćenje rada i obnavljanje sistema katodne zaštite;
- redovnu kontrolu, praćenje rada i servisiranje pumpi pumpne stanice;
- redovnu kontrolu, praćenje rada, i servisiranje merne stanice kao i njenu verifikaciju;
- periodično snimanje stanja vodotokova u zoni podvodnog prelaza naftovoda;
- periodično čišćenje naftovoda kracerom, jednom godišnje, a po potrebi može i češće;
- uklanjanje drveća i rastinja sa radnog pojasa naftovoda;
- čišćenje, farbanje i popravka stacionažnih oznaka, tabli opomenica, odušnih lula.
3.4.2.3. Na mestima gde se ispitivanjem naftovoda "inteligentnim" kracerom konstatuje da je stepen oštećenja iznad dozvoljene granice od 40% debljine zida cevi, pristupa se sanaciji oštećenih mesta. Tokom radova na sanaciji naftovoda transport nafte se privremeno obustavlja.
3.4.2.4. Održavanje tehnoloških rezervoara obuhvata održavanje tankvana rezervoara, rezervoara i pripadajuće cevovodne instalacije. U cilju održavanja rezervoara vrše se redovni pregled na svakih pet godina a ako stanje zahteva vrši se generalni remont. Redovno se kontroliše stanje disajnih ventila i zaptivnog sistema plivajućeg krova.
3.4.2.5. Podmazivanje uređaja za mehaničko merenje nivoa u rezervoarima vrši se jednom godišnje kao i provera uzemljenja rezervoara.
3.4.2.6. Rezervoari se čiste tek nakon potpunog odzračivanja. Trajanje odzračivanja je minimum 24 časa.
3.4.2.7. Čišćenje rezervoara se vrši u skladu sa propisom kojim se utvrđuju tehnički normativi za zaštitu od požara i eksplozija pri čišćenju sudova za zapaljive tečnosti.
4. PRAVILA ZA POSTUPKE U SLUČAJU HAVARIJE NA TRANSPORTNOM SISTEMU
4.1. Procena ugroženosti, planovi i postupci
4.1.1. U skladu sa zakonom i propisima kojima se uređuje zaštita od požara i eksplozija, zaštita životne sredine, odnosno zaštita od hemijskih udesa i zaštita i spasavanje u vanrednim situacijama, procena ugroženosti u obavljanju delatnosti transporta nafte naftovodom, utvrđuje se polazeći od:
- makro i mikro lokacije naftovoda, objekata i instalacija;
- strukture objekata, mašinskih i drugih instalacija;
- opisa tehnološkog postupka;
- požarne opasnosti i zone opasnosti.
4.1.2. Procene ugroženosti obuhvataju i analize mogućih posledica usled:
- odstupanja parametara tehnološkog procesa (pritisak, temperatura, protok...);
- nedozvoljenog ili nestručnog pristupa od strane trećih lica koji izvode radove u neposrednoj blizini naftovoda;
- delovanja elementarnih nepogoda.
4.1.3. Mere i postupci reagovanja i obaveštavanja u slučaju havarija, odnosno pogonskih i drugih događaja na transportnom sistemu, utvrđuju se planovima transportera donetim u skladu sa zakonom.
4.1.4. U oblasti zaštite od požara, transporter, kao subjekat razvrstan u prvu kategoriju ugroženosti izrađuje Plan zaštite od požara i operativne karte za objekte, koje se dostavljaju nadležnim vatrogasnim jedinicama.
4.1.5. Plan zaštite od požara sadrži:
- prikaz postojećeg stanja zaštite od požara;
- procenu ugroženosti od požara;
- organizaciju zaštite od požara;
- predlog tehničkih i organizacionih mera za otklanjanje nedostataka i unapređenje stanja zaštite od požara;
- proračun potrebnih finansijskih sredstava;
- propisane proračunske i grafičke priloge.
4.1.6. Plan zaštite od požara, sadrži i bliže podatke o broju vatrogasaca, tehničkoj opremljenosti i obučenosti vatrogasne jedinice, odnosno organizaciji preventivnih mera zaštite od požara, stalnog dežurstva, podatke o broju stručno osposobljenih lica za sprovođenje zaštite od požara kao i način i postupak u slučaju požara.
4.1.7. U oblasti zaštite životne sredine, odnosno zaštite od hemijskog udesa, transporter izrađuje Procenu opasnosti od hemijskog udesa i zagađenja životne sredine, sa merama pripreme i merama za otklanjanja posledica, za kompleks TNS. Procena obuhvata i skladišne rezervoare na TNS, koji nisu deo transportnog sistema za transport nafte naftovodom.
4.1.8. Procena opasnosti od hemijskog udesa i zagađenja životne sredine, sa merama pripreme i merama za otklanjanja posledica, za kompleks TNS, izrađuje se u skladu sa zakonom kojim se uređuje zaštita životne sredine i propisom koji utvrđuje metodologiju za procenu opasnosti od hemijskog udesa i od zagađenja životne sredine, merama pripreme i merama za otklanjanje posledica i sadrži:
- analizu i ocenu kvaliteta činilaca životne sredine i njihovu osetljivost na lokaciji od uticaja postojećih aktivnosti u tehnološkom procesu;
- predviđanje neposrednih i posrednih štetnih uticaja projekta na činioce životne sredine;
- mere i uslove za sprečavanje, smanjenje i otklanjanje štetnih uticaja na životnu sredinu i zdravlje ljudi, odnosno preventivne i sanacione mere zaštite životne sredine;
- procenu štetnih uticaja potencijalnog hemijskog udesa na život i zdravlje ljudi, floru i faunu, zemljište, vodu, vazduh, klimu i pejzaž, materijalna i kulturna dobra.
4.1.9. U oblasti zaštite i spasavanja u vanrednim situacijama transporter izrađuje planove zaštite od udesa u skladu sa planovima zaštite i spasavanja u vanrednim situacijama koje donose nadležni državni organi, odnosno organi lokalne samouprave.
4.2. Informacija o havariji i pogonskom događaju
4.2.1. Transporter po prijemu obaveštenja o havariji na naftovodu, odmah obustavlja transport i zatvara blok ventile na najbližim blok stanicama u cilju izolovanja oštećene deonice. Ukoliko se radi o havariji na TNS, obustavlja se rad dok traje posledica havarije. Tehnološke operacije na ostalim objektima naftovoda koje su nezavisne i nisu ugrožene, o čemu se daje saglasnost, mogu nastaviti rad.
4.2.2. U slučaju havarije ili pogonskog događaja, usled kojih dolazi do izmenjenih uslova ili prekida transporta, transporter, odmah po nastupanju događaja, obaveštava korisnika čija se nafta nalazi u naftovodu, kao i one čija bi nafta trebalo da se transportuje po redosledu transporta.
4.2.3. Korisnik se obaveštava telefonom i pisanim putem. Osim telefonom, obaveštavanje se može obaviti i putem e-mail, faksa. Ukoliko se komunikacija ne može obaviti navedenim sredstvima, transporter organizuje kurirsku vezu koristeći raspoloživa prevozna sredstva.
4.2.4. Obaveštenje sadrži podatke o trenutku havarije, odnosno pogonskog događaja, posledicama, preduzetim merama, kao i procenjenu dužinu trajanja izmenjenih uslova ili prekida transporta.
4.2.5. Korisnik se obaveštava i o nastavku transporta, nakon završene sanacije i dovođenja naftovoda u funkcionalno stanje, na način iz tačke 4.2.3.
4.2.6. Transporter pored korisnika o početku transporta obaveštava dispečerske centre u Sisku i Sotinu kao i RNS i RNP.
5. PRAVILA O KORIŠĆENJU TRANSPORTNOG SISTEMA
5.1.1. Transporter je dužan da omogući korišćenje transportnog sistema, na principu javnosti i nediskriminacije, u skladu sa tehničkim mogućnostima i u zavisnosti od slobodnog kapaciteta transportnog sistema.
5.1.2. Cene korišćenja transportnog sistema, regulisane su i javne.
5.1.3. O pristupu sistemu za transport nafte naftovodom, odlučuje transporter na način i po postupku propisanom zakonom kojim se uređuje oblast energetike.
5.2.1. Transporter je obavezan da korisniku dostavi predlog ugovora o transportu u roku od 10 dana od dana podnošenja zahteva.
5.2.2. Ugovor o transportu naročito sadrži:
- podatke o korisniku;
- podatke o ugovorenoj količini i kvalitetu za transport sirove nafte;
- podatke o ugovorenom roku;
- podatke o modalitetu transporta;
- cenu transporta;
- način plaćanja;
- ugovornu kaznu;
- odgovornost transportera.
Obrazac - model ugovora transporter objavljuje na svojoj internet stranici.
5.2.3. Prilikom zaključivanja ugovora o transportu korisnik je dužan da dostavi:
- dokaz o posedovanju licence za trgovinu naftom i derivatima nafte;
- dokaz o posedovanju licence za proizvodnju derivata nafte, odnosno dokaz o obezbeđenju preuzimanja transportovane sirove nafte;
- bankarsku garanciju/depozit za obezbeđenje plaćanja za transportovane količine manje od milion tona godišnje;
- solo menica za obezbeđenje plaćanja za transportovane količine preko milion tona godišnje;
- solo menica za obezbeđenje plaćanja ugovorne kazne za predaju na transport manje od 90% ugovorene količine sirove nafte;
- dokaz o posedovanju ugovora sa KO koja ispunjava uslove ovih pravila;
- polisu o osiguranju nafte u transportu;
- sertifikat kvaliteta sirove nafte koju transportuje.
5.2.4. Nakon zaključenja ugovora o transportu a najkasnije pet dana pre početka transporta korisnik je dužan da transporteru podnese zahtev za transport za svaku šaržu pojedinačno.
5.2.5. Zahtev za transport je dokument transportera, u formi obrasca, u koji korisnik unosi sledeće podatke:
- broj ugovora;
- modalitet transporta sa definisanim mestom prijema i mestom predaje;
- vrstu sirove nafte;
- količinu sirove nafte;
- lice ovlašćeno od strane korisnika da u njegovo ime i za njegov račun preda sirovu naftu transporteru u mestu otpreme;
- lice ovlašćeno od korisnika da u njegovo ime i za njegov račun preuzme sirovu naftu od transportera na mestu predaje;
- angažovanu KO;
- planirani datum početka transporta.
5.2.6. Obrazac zahteva sadrži i rubriku za odobrenje transporta koju popunjava ovlašćeno lice transportera odmah po prijemu zahteva.
5.2.7. Zahtev sa popunjenom rubrikom kojom transporter odobrava transport prosleđuje korisniku, po pravilu, putem telefaksa.
5.2.8. U slučaju nemogućnosti da se transport nafte izvrši u skladu sa zahtevom, transporter navodi ovu okolnost, sa razlozima nemogućnosti transporta nafte i mogućem datumu početka transporta, odnosno drugim elementima za transport nafte u skladu sa ugovorom o transportu.
5.2.9. Predaja na transport najmanje 90% ugovorene količine sirove nafte u ugovorenom roku, naplaćuje se prema stvarno transportovanoj količini sirove nafte. Za predaju na transport manje od 90% ugovorene količine, na razliku između stvarno transportovane količine sirove nafte i 90% ugovorene količine, naplaćuje se ugovorna kazna u skladu sa ugovorom o transportu.
5.2.10. Prikupljanje i zadržavanje sirove nafte, karakteristika definisanih u tački 3.1.2. u tehnološkim rezervoarima transportera u TNS do 10 dana od dana otpočinjanja prijema, uključeno je u cenu transporta. Preko 10 dana naplaćuje se ugovorna kazna u skladu sa ugovorom o transportu.
5.2.11. U slučaju havarije na objektima proizvođača derivata nafte koja uzrokuje objektivnu nemogućnost preuzimanja sirove nafte, ugovorna kazna iz tačke 5.2.10. ne naplaćuje se za vreme trajanja tih okolnosti.
5.2.12. Ako nemogućnost preuzimanja nafte u roku iz tačke 5.2.10. ugrožava bezbedan transport nafte i obaveze prema drugim korisnicima, transporter i korisnik će u roku od tri dana formirati zajedničku komisiju koja će predložiti rešenje za prevazilaženje nastale urgentne situacije.
5.3.1. Modaliteti transporta sirove nafte naftovodom su:
Modalitet |
Mesto prijema/otpreme |
Mesto predaje |
Deonica |
I |
MS Sotin |
RNS skladišni |
DN-1 |
II |
MS Sotin |
TNS skladišni |
DN-1 |
III |
RNS skladišni rezervoari |
MS Pančevo |
DN-2 |
IV |
TNS skladišni rezervoari |
MS Pančevo |
DN-2 |
V |
TNS tehnološki rezervoari |
MS Pančevo |
DN-2 |
VI |
MS Sotin |
MS Pančevo |
DN-1 + DN-2 |
5.3.2. Merenje količine i kvaliteta sirove nafte na mestu prijema/otpreme i mestu predaje radi KO koja ispunjava uslove iz ovih pravila (tačka 6.4).
5.3.3. Prijem/otprema, odnosno predaja sirove nafte potvrđuje se izveštajem o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte (tačka 6.7).
5.3.4. Izveštaj iz tačke 5.3.3. na mestu prijema/otpreme sirove nafte na transportni sistem je dokaz o prijemu na transport šarže sirove nafte prema ugovorenoj deonici, odnosno modalitetu transporta.
5.3.5. Izveštaj iz tačke 5.3.3. na mestu predaje sirove nafte sa transportnog sistema je dokaz o izvršenom transportu šarže sirove nafte prema ugovorenoj deonici, odnosno modalitetu transporta.
5.3.6. U slučaju da na mestu prijema ili mestu predaje sirove nafte iz tačke 5.3.1., MS nije u funkciji, mesto prijema, odnosno mesto predaje je mesto merenja sirove nafte iz tačke 6.1.3.
6. NAČIN MERENJA, FUNKCIONALNI ZAHTEVI I KLASE TAČNOSTI MERILA
6.1.1. Merenjem se utvrđuju količina i kvalitet transportovane sirove nafte.
6.1.2. Na osnovu izmerenih veličina dobijaju se podaci koji se koriste za:
- utvrđivanje količine i kvaliteta svake transportovane šarže nafte na mestu prijema/predaje;
- obračun usluge transporta;
- utvrđivanje gubitaka u transportu;
- nadzor, odnosno kontrolu transporta nafte naftovodom;
- izveštavanje nadležnih organa;
- planiranje rada i razvoja transportnog sistema.
6.1.3. Merenje na mestu prijema/otpreme, odnosno predaje sirove nafte obavlja se u mernim stanicama transportnog sistema. U slučaju da na mestu prijema/otpreme, odnosno predaje nafte ne postoji merna stanica ili privremeno nije u funkciji merenje se obavlja u suvozemnim rezervoarima.
6.1.4. Merenje sirove nafte vrši se na mestu prijema/otpreme, odnosno predaje i potvrđuje se izveštajem o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte (tačka 6.7) koji izrađuje KO.
6.1.5. Merenje sirove nafte se obavlja merilima koji zadovoljavaju metrološke i tehničke uslove prema odgovarajućim standardima i propisima Republike Srbije ili ISO standardima kako sledi:
Merilo |
Standardi i propisi |
Klasa tačnosti |
suvozemni rezervoar |
SRPS L.C5.400 |
|
automatska merila protoka |
ISO 10790 |
±0,3% |
automatsko merilo nivoa tečnosti |
ISO 4266-1 |
±1mm |
merna traka |
SRPS C.C5.050 |
±najmanja vrednost podeoka na skali |
merna letva |
SRPS L.C5.050 |
±najmanja vrednost podeoka na skali |
termometar |
SRPS B.E4.359 |
±0,1 °C |
areometar |
SRPS B.E4.340 |
±1,2 kg/m3 |
6.1.6. Transporter mora da ima potrebnu dokumentaciju o kontroli i o overavanju merila, u zakonom propisanim rokovima, od nadležne organizacije za poslove mera i dragocenih metala ili ovlašćene laboratorije za overavanje merila.
6.2. Merenje nafte u mernoj stanici automatskim merilima protoka
6.2.1. Automatska merila protoka u mernoj stanici moraju da zadovoljavaju uslove utvrđene propisima o metrološkim uslovima za ugrađeni tip merila i moraju posedovati važeći žig ili uverenje o ispravnosti merila.
6.2.2. Verifikacija merila protoka se vrši u skladu sa OIML R 119.
6.2.3. Na početku merenja svake transportovane šarže merna stanica mora da bude podešena za tip nafte koja se transportuje, prikazivač automatskog merila protoka mora biti podešen na "0", a automatska jedinica za uzimanje uzorka propisno podešena da bi uzeti uzorak bio reprezentativni uzorak za transportovanu šaržu.
6.2.4. Transporter je dužan da pri merenju nafte automatskim merilima protoka obezbedi da protok u naftovodu bude u propisanom mernom opsegu protoka koji garantuje tačnost merenja u okviru granica dozvoljene greške.
6.2.5. Uzimanje reprezentativnog uzorka u jedinici za automatsko uzorkovanje obavlja se prema standardu SRPS ISO 3171.
6.2.6. Reprezentativni uzorci se uzimaju u porcijama od po 0,5 ml - 2 ml do punjenja suda za uzimanje uzoraka od 7 l. Frekvencija uzimanja uzoraka se može podesiti do maksimalno 20 uzoraka u minuti.
6.2.7. Uzorkovanje vrši KO prema standardima iz tač. 6.2.5. i 6.3.6.
6.2.8. Punjenje sudova za uzorkovanje (potrebno je da budu na raspolaganju najmanje dva suda identične mase) kontroliše se merenjem mase uzetih uzoraka.
6.2.9. Mase praznih sudova za uzorkovanje su identične i njihova masa (tara - T) memorisana je za stalno u "flow" kompjuteru prilikom njegovog konfigurisanja.
6.2.10. Ukoliko se, tokom punjenja jednog od sudova za uzorkovanje, izvrši resetovanje zbog promene naftne šarže koja se prima, istovremeno se vrši i izmena suda koji se puni uzorkovanom naftom u jedinici za uzorkovanje.
6.2.11. Pri svakom završetku punjenja suda uzorcima vrši se memorisanje broja i mase uzoraka u sudu vezano za određenu naftnu šaržu, datum i vreme.
6.2.12. Zaustavljanje transporta jedne šarže pre njenog planiranog završetka smatra se krajem transporta te šarže a jedinica za uzorkovanje i "flow" kompjuter se resetuju, izveštaji odštampaju i smatra se da je merna stanica spremna da primi novu šaržu nafte koja bi sa prethodnom činila inicijalno deklarisanu šaržu (po količini i kvalitetu).
6.3. Merenje nafte u suvozemnim rezervoarima
6.3.1. Suvozemni rezervoari koji se koriste kao merila moraju da zadovoljavaju uslove utvrđene propisima o metrološkim uslovima za vertikalne cilindrične rezervoare i standardom iz tačke 6.1.5. ovih pravila.
6.3.2. Merenje nivoa nafte u suvozemnim rezervoarima vrši se automatskim merilima nivoa prema ISO 4266-1, OIML R 85, propisom o metrološkim uslovima za automatska merila u nepokretnim rezervoarima ili korišćenjem mernih traka i mernih letvi po standardu SRPS B.H8.005. U skladu sa SRPS B.H8.005, merenje nivoa se vrši pre i posle punjenja, odnosno pražnjenja rezervoara. Nivo nafte u rezervoaru se meri najmanje dva sata pre i posle punjenja, odnosno pražnjenja, u mirnom stanju.
6.3.3. Merenje temperature i izračunavanje srednje temperature nafte u suvozemnom rezervoaru vrši se po standardu SRPS B.H8.017 i ASTM 1112.
6.3.4. Zapremina nafte na srednjoj temperaturi nafte u rezervoaru utvrđuje se na osnovu važećih baždarnih tablica rezervoara korišćenjem izmerenog nivoa nafte u rezervoaru.
6.3.5. Zapremina primljene /predate nafte u/ odnosno iz rezervoara, na srednjoj temperaturi, jednaka je razlici zapremina nafte u rezervoaru pre i posle svake manipulacije.
6.3.6. Uzimanje reprezentativnog uzorka iz suvozemnih rezervoara obavlja se prema standardu SRPS ISO 3170.
6.4. Kontrolna organizacija - KO
6.4.1. Obaveze KO uređene su ugovorom o kontroli kvaliteta i količina transportovane nafte potpisanim sa korisnikom.
6.4.2. Kontrolna organizacija mora biti akreditovana od strane nacionalnog akreditacionog tela za ugovoreni obim kontrolisanosti u skladu sa standardom SRPS ISO IEC 17020 i mora da zadovoljava kriterijum nezavisnosti za kontrolno telo tipa "A".
6.4.3. Kontrolna organizacija konstatuje da pri svakom merenju merila ispunjavaju uslove date u tački 6.1.6.
6.4.4. Kontrolna organizacija konstatuje da su kontrolisanja transportovane nafte izvršena prema odgovarajućim standardima Republike Srbije ili prema odgovarajućim međunarodnim standardima navedenim u Prilogu A.
6.4.5. Kontrolna organizacija čuva reprezentativni uzorak nafte deklarisane šarže (arbitražni uzorak) najmanje 40 dana od završenog transporta, ukoliko drugačije nije ugovoreno. U slučaju spora KO čuva uzorak nafte do okončanja postupka.
6.5. Utvrđivanje kvaliteta transportovane nafte
6.5.1. Kvalitet transportovane nafte utvrđuje se analizom reprezentativnog uzorka uzetog u skladu sa tač. 6.2.5. i 6.3.6.
6.5.2. Merenje gustine nafte na srednjoj temperaturi nafte vrši u skladu sa standardima SRPS B.H8.015 ili SRPS ISO 3675. U slučaju da je BSW > 0,2% v/v, vrši se korekcija gustine.
6.5.3. Izračunavanje gustine nafte na standardnim uslovima vrši se u skladu sa standardima SRPS B.H8.016, SRPS B.H8.017 i SRPS B.H8.002.
6.6. Utvrđivanje količina transportovane nafte
6.6.1. Izračunavanje neto mase transportovane nafte na standardnim uslovima vrši se korišćenjem podatka sa merila protoka o bruto masi transportovane sirove nafte ("Batch" izveštaj) i podataka iz laboratorijske analize (gustina i BSW).
6.6.2. Izračunavanje zapremine transportovane nafte na standardnim uslovima vrši se korišćenjem mase i gustine transportovane nafte na standardnim uslovima.
6.7. Izveštaj o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte
6.7.1. Kontrolna organizacija izrađuje izveštaj o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte (u daljem tekstu: Izveštaj) koji sadrži sledeće podatke:
- tip nafte;
- neto količina nafte izražena u kg;
- gustina na 15 °C izražena u kg/m3 (SRPS B.H8.015, ISO 3675);
- API gustina na 60 °F izražena u ° (ISO 3675);
- voda i sedimenti (BSW) izraženo u % v/v (ISO 9030);
- sadržaj sumpora izražen u % m/m (ISO 8754);
- tačka stinjavanja izražena u °C (ISO 3016);
- viskoznost izražena u mm2/s (ISO 3104);
- napon pare po Reidu izražen u barima (ISO 3007);
- standard po kome je izvršeno uzorkovanje;
- mesto uzimanja uzorka i količina nafte na koju se uzorak odnosi;
- distribucija uzoraka.
6.7.2. Ukoliko je gustina korigovana (tačka 6.5.2) u Izveštaj se unosi i taj podatak.
6.7.3. Izveštaj obavezno potpisuje transporter, a ukoliko je ugovoreno i korisnik, odnosno ovlašćeni predstavnik osiguravajućeg društva koje osigurava naftu u transportu. Najmanje jedan primerak potpisanog Izveštaja dostavlja se korisniku.
6.7.4. KO izrađuje Izveštaj, radnim danima, u roku od četiri sata od završenog kontrolisanja, odnosno laboratorijske analize.
6.7.5. Obračun usluge transporta vrši se na osnovu neto količine nafte u vazduhu, iz Izveštaja, izražene u tonama.
6.8. Gubici u transportu i odstupanja u kvalitetu primljene nafte
6.8.1. Dozvoljeni gubici u transportu nafte utvrđuju se prema SRPS B. H0.531. koji obrađuje dopuštene vrednosti gubitaka usled isparavanja za naftu i naftne proizvode pri skladištenju, transportu i rukovanju. Za transport nafte naftovodom ne postoje gubici pri samom transportu, jer je u pitanju zatvoreni sistem transporta.
6.8.2. Prema SRPS B. H0.531. obračun najvećih dopuštenih gubitaka usled isparavanja u tehnološkim rezervoarima se izračunavaju tako što se obračunska količina množi sa empirijski utvrđenim koeficijentom za sirovu naftu i deli sa 100 za određeni tip rezervoara.
Obračunska količina za slučaj skladištenja izračunava se prema obrascu:
Ms = M x T /91
Gde je:
Ms - obračunska količina za slučaj skladištenja, u jedinici mase;
M - ukupan protok, u jedinici mase, kroz skladišni prostor za obračunski period T;
T - obračunski period izražen u danima.
Empirijski utvrđeni koeficijenti najvećih dopuštenih gubitaka sirove nafte usled isparavanja u odnosu na obračunsku količinu u slučaju skladištenja, izraženi u procentima iznose:
- za rezervoare sa nepokretnim krovom - 0,1%
- za rezervoare sa plivajućim krovom - 0,08 %.
6.8.3. Dozvoljena odstupanja količine transportovane nafte izmerene na mernoj stanici definisana su dozvoljenom granicom greške mernog sistema prema propisu o metrološkim uslovima za protočna merila zapremine tečnosti sa posrednim načinom merenja i iznosi ±0,5 %.
6.8.4. Dozvoljena odstupanja kvaliteta nafte nastala u transportu od mesta predaje do mesta prijema ili u tehnološkim rezervoarima transportera usled mešanja nafte su:
- gustina |
± 1 °API |
- voda i sedimenti (BSW) |
± 0,2% v/v |
- sumpor |
± 0,2% m/m |
6.9. Dopunska merenja i izveštaji
6.9.1. Kontrolna merenja obavlja transporter ili KO na zahtev transportera.
6.9.2. Kontrolnim merenjem količine nafte na mestima predaje/prijema tokom transporta se:
- vrši kontrola transportovanih količina nafte;
- dobija informacija o količinama nafte koje se trenutno nalaze u transportnom sistemu;
- detektuje potencijalno curenje nafte iz transportnog sistema.
6.9.3. Po završetku transporta svake šarže izrađuje se "Batch" izveštaj, koji sadrži sledeće podatke:
- šifra merne stanice;
- zapremina transportovane šarže nafte na prosečnoj temperaturi nafte tokom transporta izražena u m3;
- datum i vreme;
- zapremina izražena u m3 (zaokružena na tri decimale) svedena na standardne uslove (pritisak 101,3 kPa i temperatura 15 °C);
- prosečna temperatura (zaokružena na dve decimale) izražena u °C;
- prosečan pritisak (zaokružen na jednu decimalu) izražen u barima;
- prosečnu gustinu na standardnim uslovima izraženu u kg/m3;
- masu transportovane šarže nafte izraženu u kg u vakuumu.
6.9.4. Transporter je dužan da korisniku, na njegov zahtev stavi na raspolaganje "Batch" izveštaj o transportu svake šarže nafte sa potpisom ovlašćenog lica.
6.9.5. Transporter je dužan da "Batch" izveštaj o transportu svake šarže nafte u pisanom obliku čuva najmanje godinu dana.
6.9.6. Kontrolno merenje punjenja i pražnjenja tehnološkog rezervoara transporter obavlja radarskim sistemom za merenje nivoa.
6.9.7. Transporter može na osnovu dobijenih podataka sa radarskih merila nivoa u slučaju odstupanja od očekivanih zatražiti od KO da izvrši kontrolno merenje stanja u tehnološkom rezervoaru.
6.9.8. U slučaju odstupanja komercijalnih i kontrolnih merenja za vrednost veću od dozvoljene greške merenja, KO je dužna da izvrši kontrolno merenje. Troškove ovog merenja snosi strana koja je napravila grešku pri prvom merenju.
6.9.9. Svakog prvog u mesecu u 5,00 časova vrši se popis - inventar, odnosno merenje nafte u tehnološkim rezervoarima u kojem zajedno učestvuje KO i ovlašćeno lice transportera. U toku vršenja popisa - inventara nema prijema i otpreme iz tehnoloških rezervoara.
7.1. Sastavni delovi ovih pravila su i sledeći prilozi:
Prilog A: Spisak standarda koji se primenjuju kod kontrole kvaliteta i količina transportovane nafte
Prilog B: Spisak propisa i tehničkih normativa na koje se Pravila odnose
8.1. Pravila rada transportnog sistema za transport nafte naftovodom i propisi i tehnički normativi iz priloga B objavljuju se na zvaničnom internet sajtu JP "Transnafta".
8.2. Prva redovna sednica Komisije će se održati u roku od šest meseci nakon stupanja Pravila na snagu.
8.3. Transporter je dužan da u roku od dve godine nakon stupanja Pravila na snagu, usaglasi sa odredbama Pravila sve opšte akte.
8.4. Na ugovore o transportu nafte za 2010. godinu koji su zaključeni do dana stupanja na snagu Pravila, primenjuju se opšti akti JP "Transnafta" koji su važili u vreme zaključenja tih ugovora.
8.5. Pravila rada transportnog sistema za transport nafte naftovodom, po dobijanju saglasnosti Agencije za energetiku Republike Srbije, objavljuju se u "Službenom glasniku Republike Srbije" i stupaju na snagu osmog dana od dana objavljivanja.
SPISAK STANDARDA KOJI SE PRIMENJUJU KOD KONTROLE KVALITETA I KOLIČINA TRANSPORTOVANE NAFTE
Red. br. |
Standard |
Kratak opis |
1. |
SRPS A.F0.004 |
Obrada informacija. Simboli za dijagrame sistema obrade informacija. |
2. |
SRPS ISO 17020 |
Opšti kriterijum za rad različitih vrsta tela koja obavljaju kontrolisanje |
3. |
SRPS B.E4.340 |
Laboratorijsko posuđe i pribor od stakla, stakleni areometri konstantne mase, za opštu namenu. |
4. |
SRPS B.E4.359 |
Laboratorijsko posuđe i pribor od stakla. Stakleni termometri punjeni tečnošću, za specijalne namene. |
5. |
SRPS B.H8.005 |
Merenje nivoa u sudovima za skladištenje i transport nafte i naftnih proizvoda. |
6. |
SRPS B.H8.006 |
Merenje nivoa izdvojene vode i mulja u sudovima za skladištenje i transport nafte i naftnih proizvoda. |
7. |
SRPS ISO 3170 |
Ručno uzimanje uzoraka nafte i tečnih naftnih proizvoda. |
8. |
SRPS ISO 3171 |
Automatsko uzimanje uzoraka nafte i tečnih naftnih proizvoda |
9. |
SRPS B.H8.012 |
Nafta i naftni proizvodi. Preciznost metoda ispitivanja. Određivanje i primena. |
10. |
SRPS B.H8.015 |
Nafta i naftni proizvodi. Određivanje gustine pomoću areometra. |
11. |
SRPS B.H8.016 |
Nafta i naftni proizvodi. Izračunavanje gustine i faktora korekcije zapremine. |
12. |
SRPS B.H8.017 |
Nafta i naftni proizvodi. Merenje temperature i izračunavanje srednje temperature u sudovima za skladištenje i transport nafte i naftnih derivata. |
13. |
ASTM E 1112 |
Standard Specification for Electronic Thermometer for Intermittent Determination of Patient Temperature. |
14. |
SRPS B.H8.030 |
Ispitivanje nafte i naftnih proizvoda. Određivanje napona pare metodom po Reidu. |
15. |
SRPS B.H8.039 |
Ispitivanje nafte i naftnih proizvoda. Određivanje vode metodom destilacije. |
16. |
SRPS B.H8.150 |
Ispitivanje nafte i naftnih proizvoda. Određivanje vode i mulja metodom centrifuge. |
17. |
SRPS B.H8.001 |
Ugljovodonici aromatičnog reda. Uzimanje uzoraka. |
18. |
SRPS L.C5.040 |
Sudovi za skladištenje i transport nafte i naftnih proizvoda kao merila. Osnovi klasifikacije i oprema. |
19. |
SRPS C.C5.050 |
Merna traka sa dodacima za merenje nivoa u sudovima za skladištenje i transport nafte i naftnih proizvoda. |
20. |
SRPS L.C5.050 |
Merne letve za merenje nivoa u sudovima za skladištenje i transport nafte i naftnih proizvoda. |
21. |
SRPS B.H8.002 |
Izračunavanje količine nafte i naftnih proizvoda u sudovima za skladištenje i transport. |
22. |
SRPS B. H0.531 |
Nafta i naftni proizvodi - Dopušteni gubici usled isparavanja pri skladištenju i prometu. |
23. |
SRPS M.Z3.054/81 |
Vertikalni valjkasti nadzemni spremnici, zavareni, sa ravnim dnom, s nepomičnim ili plivajućim krovom. |
24. |
ISO 91-1 |
Petroleum measurement tables Part 1. |
25. |
ISO 91-2 |
Petroleum measurement tables, Part 2. |
26. |
ISO 10790 |
Measurement of fluid flow in closed conduits - Coriolis mass flowmeters. |
27. |
API MPMS 5.6 |
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters. |
28. |
ISO 3171 |
Petroleum liquids Automatic pipeline sampling. |
29. |
ISO 4267-2 |
Calculation of oil quantities, Part 2, Dynamic measurement. |
30. |
API 2540 |
Volume corection factors. |
31. |
ASTM D 341-93 |
Viscosity - Temperature, Mathematical relationships. |
32. |
OIML R 85 |
Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storage tanks. |
33. |
OIML R 71 |
Fixed storage tanks. General requirements. |
34. |
OIML R 63 |
Petroleum measurement tables. |
35. |
OIML R 117 |
Measure systems for liquids other than water. |
36. |
OIML R 119 |
Pipe provers for testing measuring systems for liquids other than water. |
37. |
ISO 4266-1 |
Petroleum and liquid petroleum products - Measurement of level and temperature by automatic methods - Part 1: Measurement of level in atmospheric tanks (published 2002-11-15). |
38. |
API STD 1104 |
Standard za zavarivanje cevi i pripadajuće opreme (Welding pipelines and related). |
39. |
SRPS ISO 3675 |
Sirova nafta i tečni naftni proizvodi. Laboratorijsko određivanje gustine. Metoda pomoću areometra (B.H8). |
40. |
ISO 3007 |
Petroleum products and crude petroleum - Determination of vapour pressure - Reid method. |
41. |
ISO 3016 |
Petroleum products - Determination of pour point. |
42. |
ISO 8754 |
Petroleum products - Determination of sulfur content - Energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry. |
43. |
ISO 9030 |
Crude petroleum - Determination of water and sediment - Centrifuge method. |
44. |
ISO 3104 |
Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity. |
45. |
ANSI B.31.4 |
Standard za cevovodne sisteme za transport tečnih ugljovodonika (Liquid Petroleum Transportation Piping System). |
SPISAK PROPISA I TEHNIČKIH NORMATIVA NA KOJE SE PRAVILA ODNOSE
1. Zakon o energetici ("Službeni glasnik RS", broj 84/2004)
2. Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonika ("Službeni glasnik RS", broj 104/09)
3. Pravilnik o tehničkim uslovima i normativima za bezbedan transport tečnih i gasovitih ugljovodonika magistralnim naftovodima i gasovodima i gasovodima i naftovodima za međunarodni transport ("Službeni list SFRJ", broj 26/85)
4. Zakon o planiranju i izgradnji ("Službeni glasnik RS", broj 72/09)
5. Zakon o zaštiti od požara ("Službeni glasnik RS", broj 111/09)
6. Zakon o zaštiti životne sredine ("Službeni glasnik RS", broj 36/09)
7. Zakon o vanrednim situacijama ("Službeni glasnik RS", broj 111/09)
8. Zakon o bezbednosti i zdravlju na radu ("Službeni glasnik RS", broj 101/05)
9. Zakon o metrologiji ("Službeni list SCG", broj 44/2005)
10. Zakon o standardizaciji ("Službeni glasnik RS", broj 36/2009)
11. Pravilnik o metrološkim uslovima za vertikalne cilindrične rezervoare ("Službeni list SFRJ", broj 3/85)
12. Pravilnik o metrološkim uslovima za protočna merila zapremine za razne tečnosti koja se nalaze u mernom sklopu ("Službeni list SFRJ", broj 09/85)
13. Pravilnik o metrološkim uslovima za protočna merila zapremine tečnosti sa posrednim načinom merenja ("Službeni list SRJ", broj 7/92)
14. Pravilnik o metrološkim uslovima za automatska merila nivoa u nepokretnim rezervoarima ("Službeni list SFRJ", broj 76/90)
15. Pravilnik o metodologiji za procenu opasnosti od hemijskog udesa i od zagađenja životne sredine, merama pripreme i merama za otklanjanje posledica ("Službeni glasnik RS", broj 60/94)
16. Naredba o merilima za koje je obavezan pregled ("Službeni list SRJ", br. 30/2002 i 34/2002, "Službeni list SCG", broj 32/2003)
17. Naredba o obaveznoj upotrebi određenih mernih jedinica u prometu nafte i naftnih proizvoda ("Službeni list SFRJ", broj 69/91)
18. Naredba o upotrebi određenih vrsta merila u prometu nafte i naftnih proizvoda ("Službeni list SFRJ", broj 69/91)