PRAVILAO RADU SISTEMA ZA TRANSPORT NAFTE NAFTOVODOM TRANSNAFTA AD PANČEVO("Sl. glasnik RS", br. 39/2023) |
1.1. Svrha pravila o radu sistema za transport nafte naftovodom
1.1.1. Pravila o radu sistema za transport nafte naftovodom (u daljem tekstu: Pravila) uređuju tehničke aspekte funkcionisanja sistema za transport nafte naftovodom, opšte uslove obavljanja usluge transporta nafte naftovodima, kao i prava i obaveze koje tim povodom nastaju između TRANSNAFTA AD Pančevo (u daljem tekstu: Transporter) i korisnika usluge transporta nafte naftovodom (u daljem tekstu: Korisnik).
1.1.2. Pravila obuhvataju:
- tehničke uslove za bezbedan rad sistema za transport nafte naftovodom;
- pravila za postupke u slučaju havarije na sistemu za transport nafte i kriznim situacijama, odnosno prekidima transporta;
- pravila o pristupu sistemu za transport nafte;
- instrument obezbeđenja plaćanja i kriterijume za utvrđivanje iznosa i perioda za koji se traži;
- uslove u pogledu kvaliteta nafte koja se predaje na transport;
- pravila o merenju sa definisanom potrebnom mernom opremom.
1.2. Sistem za transport nafte naftovodom
1.2.1. Sistem za transport nafte naftovodom na kome Transporter obavlja delatnost transporta nafte jeste mreža za transport nafte, koju čine naftovod - cevovod za transport sirove nafte sa funkcionalno povezanim energetskim objektima, pripadajućim pumpnim stanicama, mernim, kracerskim i blok stanicama, sistemom katodne zaštite, sistemom za daljinski nadzor i upravljanje, telekomunikacionom mrežom, kao i prvim punjenjem naftovoda.
1.3. Komisija za praćenje primene pravila
1.3.1. Radi obezbeđenja javnosti rada Transportera obrazuje se komisija za praćenje primene Pravila (u daljem tekstu: Komisija).
1.3.2. Komisija u svom radu:
- prati primenu Pravila;
- razmatra inicijative za izmenu, odnosno dopunu Pravila;
- donosi poslovnik o radu Komisije.
1.3.3. Transporter obezbeđuje uslove za rad Komisije.
1.3.4. Transporter, Korisnik ili Agencija za energetiku Republike Srbije (u daljem tekstu: Agencija) mogu da pokrenu inicijativu za izmenu Pravila.
1.3.5. Inicijativa za izmenu Pravila se u pisanoj formi dostavlja predsedniku Komisije, koji je prosleđuje članovima Komisije.
1.3.6. U roku od 30 dana od dana prijema inicijative za izmenu, odnosno dopunu Pravila, Komisija dostavlja obrazloženu inicijativu Transporteru.
1.3.7. 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 isti dostavi Agenciji radi pribavljanja saglasnosti.
1.3.8. U slučaju da Transporter ne prihvati inicijativu za izmenu Agenciji dostavlja obrazloženje razloga zbog kojih ne prihvata predlog za izmenu u roku od 30 dana od dana dostavljanja predloga
1.3.9. Komisija ima pet članova i čine je:
- tri predstavnika Transportera, od kojih je jedan predsednik Komisije;
- dva predstavnika Korisnika od kojih:
a) jedan Korisnik sa najvećom transportovanom količinom nafte u prethodnoj godini;
b) drugi Korisnik 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.
Ukoliko postoji samo jedan Korisnik, onda u radu Komisije prisustvuje njegov predstavnik.
1.3.10. U radu Komisije učestvuje i predstavnik Agencije bez prava glasa i odlučivanja.
1.3.11. Članovi Komisije koji predstavljaju grupu Korisnika sistema za transport nafte određuju se na period od godinu dana. Period od godinu dana počinje da teče od dana održavanja prve sednice Komisije.
1.3.12. Predsednik Komisije je dužan da utvrdi i objavi listu članova Komisije najkasnije mesec dana pre održavanja redovne sednice Komisije.
1.3.13. 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.
1.3.14. Rad Komisije se odvija u redovnim i vanrednim sednicama. Redovne sednice se održavaju najmanje jednom godišnje.
1.3.15. Kvorum za održavanje sednice čini polovina ukupnog broja imenovanih članova.
1.3.16. Komisija sačinjava zapisnik koji sadrži zapis o tačkama razmatranim na dnevnom redu i iznetim stavovima svih članova koji su učestvovali u raspravi.
1.3.17. Predstavnici korisnika sistema za transport nafte naftovodom su obavezni da u radu Komisije zastupaju interese svih korisnika.
1.3.18. Zapisnik sa sednice Komisije dostavlja se Agenciji i objavljuje na način utvrđen poslovnikom o radu Komisije.
1.3.19. Poslovnik o radu Komisije uređuje:
- način sazivanja redovnih i vanrednih sednica;
- način vođenja i objavljivanja liste korisnika sistema za transport nafte naftovodom 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 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 sistema za transport nafte naftovodom, kao i o radu sistema za transport nafte naftovodom, 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 pisanu saglasnost Korisnika, izuzev u slučaju kada se informacije i podaci dostavljaju na zahtev nadležnih državnih institucija.
1.4.6. Podatke o raspoloživim kapacitetima sistema za transport nafte Transporter objavljuje u formi koja ne narušava poverljivost informacija Korisnika sistema za transport nafte naftovodom.
1.4.7. Transporter u cilju obezbeđivanja tehničkih preduslova za analizu sigurnosti rada sistema za transport nafte naftovodom, razmenjuje odgovarajuće podatke sa susednim transporterima, proizvođačima nafte i proizvođačima derivata nafte koji koriste usluge Transportera. Poverljivost i čuvanje dostupnih podataka uređuje se ugovorom o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom.
1.5.1. Pisana komunikacija između Transportera i Korisnika i dostavljanje poziva, odluka, obaveštenja i drugih akata, osim u slučajevima havarije ili pogonskog događaja, usled kojih dolazi do izmenjenih uslova ili prekida transporta, vrši se neposrednim dostavljanjem ili elektronskom poštom.
1.5.2. Transporter i Korisnik će odrediti lica za pisanu, usmenu i komunikaciju elektronskim putem.
1.5.3. Dostavljanje se vrši radnim danima, u toku radnog vremena.
1.5.4. Dostavljanje se smatra izvršenim:
- ukoliko se dostavljanje vrši preko pošte - danom uručenja preporučene pošiljke Korisniku;
- 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 strana kojoj je akt namenjen stvarno dobilo taj akt.
1.5.6. Ukoliko Transporter ili Korisnik promene sedište, broj telefona 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 predstavlja parametar za njenu fizičku, odnosno fizičko-hemijsku karakterizaciju. API-gustina je 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) automatsko merilo protoka - automatizovan merni uređaj za merenje protoka fluida koje čine merilo za merenje protekle mase i/ili merilo za merenje protekle zapremine sirove nafte;
3) blok ventil - 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 sekciju naftovoda koja je direktno ugrožena;
4) blok stanica - stanica na naftovodu opremljena zapornim organima i drugom potrebnom armaturom i uređajima za zatvaranje i pražnjenje pojedinih delova naftovoda, kao i drugom opremom;
5) buster pumpa - predstavlja predpumpu linijskoj pumpi u pumpnoj stanici, kojom se obezbeđuje pritisak sirove nafte u naftovodu potreban za rad linijskih pumpi;
6) deonica naftovoda - sekcija naftovoda kojom se transportuje sirova nafta od mesta prijema do mesta predaje;
7) zaštitna cev - čelična cev u koju se postavlja cev naftovoda pri prolazu ispod vodotokova i infrastrukturnih objekata;
8) izveštaj o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte - dokument koji izrađuje kontrolna organizacija i koji sadrži sve neophodne podatke o količinama i kvalitetu sirove nafte na mestu prijema, otpreme i predaje;
9) intermedijarna smeša - smeša dve ili više vrsta sirovih nafti u naftovodu nastala tokom transporta kao posledica nemogućnosti fizičkog razdvajanja šarži;
10) kontrolna organizacija - nezavisna organizacija za kontrolu transportovanih količina i/ili kvaliteta sirove nafte;
11) korisnik - pravno lice ili preduzetnik za čije se potrebe vrši transport sirove nafte;
12) korozija - proces razaranje metala usled njegove hemijske ili elektro-hemijske reakcije sa okolnom sredinom;
13) katodna zaštita - aktivna zaštita metala od korozije;
14) komercijalno merenje - merenje količine i kvaliteta sirove nafte na osnovu koga se vrši obračun transportovanih količina;
15) kracer - alat ili uređaj pogonjen strujom fluida koji se transportuje cevovodom, po principu "slobodnog klipa", a koji služi za čišćenje cevovoda od različitih vrsta depozita, kompleksna sistemska ispitivanja stanja cevovoda (inteligentni kracer), razdvajanja dve ili više vrsta fluida tokom istovremenog transporta i drugo;
16) kracerska stanica - stanica opremljena potrebnom armaturom i uređajima koja služi za otpremu i prihvatanje kracera;
17) linijska pumpa - glavna pumpa u pumpnoj stanici kojom se vrši transport sirove nafte od terminala do mesta predaje, odnosno transport sirove nafte naftovodom;
18) mesto prijema/otpreme - ulaz u sistem za transport nafte naftovodom, utvrđen ugovorom o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom, na kome Transporter preuzima sirovu naftu za transport;
19) merna stanica - objekat opremljen merilima protoka i drugom opremom neophodnom za funkcionisanje stanice kao obračunskog mernog mesta;
20) mesto predaje - izlaz iz sistema za transport nafte naftovodom, utvrđen ugovorom o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom na kome Transporter predaje sirovu naftu;
21) naftovod - deo sistema za transport nafte naftovodom koji čini cevovod sa pumpnom, mernim, kracerskim i blok stanicama duž trase, sistemom katodne zaštite i telekomunikacionom mrežom;
22) pumpna stanica - objekat na naftovodu u kome se nalaze buster i linijske pumpe;
23) pogonski događaj - poremećaj u transportu nafte naftovodom usled kojeg dolazi do privremenog zastoja u radu koji značajno ne utiče na transport nafte naftovodom i ispunjenje ugovorenih obaveza;
24) radni pojas - propisani minimalni prostor duž trase naftovoda potreban za njegovo održavanje;
25) skladišni rezervoar - rezervoar namenjen pružanju usluga komercijalnog skladištenja sirove nafte koji nije deo sistema za transport nafte naftovodom;
26) terminal - objekat na trasi naftovoda čiji sastavni delovi mogu biti pumpne stanice, merne stanice, kracerske stanice, instalacije za manipulaciju i ostali objekti neophodni za funkcionisanje sistema za transport nafte naftovodom, kao i skladišni rezervoari;
27) transporter - energetski subjekt koji poseduje licencu za obavljanje energetske delatnosti transporta nafte naftovodom;
28) "flow" kompjuter - računar koji vrši akviziciju analognih i digitalnih signala i obradu podataka i služi za obračun transportovanih količina fluida;
29) havarija - oštećenje dela sistema za transport nafte naftovodom izazvano nepredviđenim okolnostima, koje uzrokuje obustavu transporta nafte koja utiče na ispunjenje ugovorenih obaveza;
30) 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, osim zbog "zatvaranja" broda.
Ćirilične skraćenice upotrebljene u Pravilima imaju sledeća značenja:
1. DN-1 - deonica naftovoda Bačko Novo Selo (reka Dunav) - Novi Sad,
2. DN-2 - deonica naftovoda Novi Sad - Pančevo,
3. KO - kontrolna organizacija,
4. MS - merna stanica,
5. SNNS - Skladište NIS a.d. Novi Sad,
6. RNP - Rafinerija nafte Pančevo,
7. TNS - Terminal Novi Sad.
Latinične 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. ASTM - American Society for Testing and Materials (Standard američkog društva za ispitivanje materijala),
4. ISO - International Organization for Standardization (Međunarodna organizacija za standardizaciju),
5. BSW - Basic Sediment and Water (sadržaj vode i sedimenata),
6. NPSH - Net Positive Suction Head (dozvoljena kavitacijska rezerva pumpe),
7. OIML - Organisation Internationale de Metrologie Legale (Međunarodna organizacija za zakonsku metrologiju),
8. SCADA - Supervisory Control and Data Acquisiton (sistem za upravljanje i prikupljanje podataka),
3. TEHNIČKI USLOVI ZA BEZBEDNO FUNKCIONISANJE SISTEMA ZA TRANSPORT NAFTE
Za bezbedno funkcionisanje sistema za transport nafte naftovodom svi delovi sistema moraju biti u skladu sa propisima koji uređuju bezbedan transport nafte naftovodima, tehničkim uslovima, propisanim proizvođačkim specifikacijama, standardima i projektno-tehničkom dokumentacijom naftovoda.
3.1. Kvalitet sirove nafte koja se transportuje
3.1.1. Transporter preuzima na transport i transportuje sirovu naftu čije karakteristike ne prelaze sledeće vrednosti:
- gustina maks. 880 kg/m3 pri 15°C (analiza prema SRPS EN ISO 3675);
- viskozitet maks. 23 mm²/s na +20 °C i maks. 15 mm²/s na +40 °C (analiza prema SRPS ISO 3104);
- voda i sedimenti (BSW) maks. 1% v/v (analiza prema SRPS ISO 9030);
- napon pare po Reid-u maks. 50 kPa (analiza prema SRPS ISO 3007);
- tačka tečenja maks. +6 °C (analize prema SRPS ISO 3016);
- sadržaj sumpora maks. 2,8% m/m (analiza prema SRPS EN ISO 8754).
3.1.2. Transporter samo na deonici DN-2 preuzima na transport i transportuje i sirovu naftu tačke tečenja maks. +26 °C (analize prema SRPS ISO 3016), a čije karakteristike ne prelaze sledeće granične vrednosti:
- gustina maks. 882 kg/m3 pri 15 °C;
- viskozitet na +40 °C maks. 15 mm2/s (analiza prema SRPS ISO 3104);
- napon pare po Reid-u maks. 50 kPa (analiza prema SRPS ISO 3007);
- voda i sedimenti maks. 2% v/v (analiza prema SRPS ISO 9030);
- sadržaj sumpora maks. 1% m/m (analize prema SRPS EN ISO 8754)
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. koja se transportuje neposredno nakon završenog transporta sirove nafte karakteristika definisanih u tački 3.1.2. Ukoliko Korisnik unapred nije obezbedio potrebnu količinu sirove nafte zadovoljavajućeg kvaliteta za potiskivanje iz cele deonice DN-2, Transporter tom deonicom neće otpočeti transport sirove nafte karakteristika definisanih u tački 3.1.2.
3.1.4. Korisnik je dužan da Transporteru dostavi izveštaj o kontroli kvaliteta sirove nafte (sertifikat kvaliteta) koja se transportuje, najmanje 48 časova pre početka transporta naftovodom.
3.1.5. Transporter nije odgovoran za štetu prouzrokovanu na sistemu za transport nafte i eventualnu ekološku štetu koja nastane 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.
3.1.6. Dozvoljene promene u kvalitetu sirove nafte u toku transporta su:
gustina |
± 1° API |
voda i sedimenti |
± 0,2% v/v |
sumpor |
± 0,2% m/m |
3.1.7. Dozvoljene promene kvaliteta sirove nafte iz 3.1.6., odnose se na intermedijarne smeše kada nema mehaničkog odvajanja susednih šarži razdvojenih kracerom.
3.2. Opis sistema za transport nafte
3.2.1. Naftovod
3.2.1.1. Deonica DN-1 spoljašnjeg prečnika 660 mm (26'') prostire se od reke Dunav kod Bačkog Novog Sela do Novog Sada (TNS/SNNS).
3.2.1.2. Deonica DN-2 spoljašnjeg prečnika 457 mm (18'') prostire se od Novog Sada (TNS/SNNS) do Pančeva (MS).
3.2.1.3. Na deonici DN-1 nalaze se tri blok stanice, a na deonici DN-2 pet blok stanica sa pripadajućim blok ventilima punog profila, koje služe za izolovanja oštećenih sekcija naftovoda u slučaju akcidenta.
3.2.2. Pumpna stanica
3.2.2.1. Na pumpnoj stanici na TNS nalaze se buster i linijske pumpe, koje služe za pumpanje, odnosno transport sirove nafte deonicom DN-2.
3.2.2.2. 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. Linijske pumpe su funkcionalno povezane u rednu vezu. Linijske pumpe su nominalnog protoka 900 m3/h, napora pumpe 335 m, pri 2960 o/min i snage pogonskog elektromotora od 1 000 kW. Usisni pritisak linijskih pumpi ne sme biti niži od 450 kPa.
3.2.3. Merne stanice
3.2.3.1. Mesto predaje nafte sa deonice DN-1 je MS Novi Sad na TNS, sa dva merna mesta, jedno prema SNNS i drugo prema skladišnim rezervoarima na TNS.
3.2.3.2. Maksimalan kapacitet merila protoka na TNS je 1000 t/h.
3.2.3.3. Mesto predaje nafte sa deonice DN-2 je MS Pančevo, opremljena sa dva merila protoka.
3.2.3.4. Maksimalni kapacitet svakog od merila protoka na MS Pančevo je 756 t/h. Merenje može da se vrši preko svakog merila protoka posebno, kao i preko oba merila istovremeno.
3.2.3.5. Na obe MS koje čine istu mernu sekciju, kontrolno se mere temperatura, gustina i viskozitet sirove nafte.
3.2.3.6. Na obe MS u mernoj sekciji nalazi se i jedinica za automatsko uzimanje uzoraka.
3.2.3.7. Uzorci se sakupljaju radi formiranja zbirnog uzorka jedne šarže i laboratorijskog određivanja procesno i komercijalno važnih karakteristika predate nafte (gustina, viskozitet, temperatura stinjavanja, sadržaj vode, sumpora, sedimenata, soli, i dr.).
3.2.3.8. 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 se prekoračenje mase.
3.3.1. Održavanje, sanacija i rekonstrukcija naftovoda vrši se u skladu sa važećim propisima kojima se uređuju tehnički uslovi za nesmetan i bezbedan transport naftovodima, kao i prema standardima, preporukama, odnosno uslovima utvrđenim Pravilima.
3.3.2. Cevi od kojih je izgrađen naftovod, kao i pripadajući cevni elementi i armatura, odgovaraju kvalitetu izrade koji prema međunarodnoj klasifikaciji standarda pripadaju grupi standarda SRPS 23.040 Cevovodi i elementi cevovoda. Zavarivanje čeličnih cevi i čeličnih cevnih elemenata zbog održavanja, sanacije i rekonstrukcije sprovodi se po kvalifikovanom postupku zavarivanja u skladu sa normativima propisanim odgovarajućim standardima.
3.3.3. Sve MS na naftovodu su izgrađene 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.
4. PRAVILA ZA POSTUPKE U SLUČAJU HAVARIJA I KRIZNIH SITUACIJA NA SISTEMU ZA TRANSPORT NAFTE
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,...) koji se permanentno prate sistemom za daljinski nadzor;
- 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 sistemu za transport nafte naftovodom, 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, koji se dostavljaju nadležnim vatrogasnim jedinicama.
4.1.5. Plan zaštite od požara se izrađuje u skladu sa propisima koji uređuju način izrade i sadržaj plana zaštite od požara subjekata razvrstanih u prvu kategoriju.
4.1.6. U oblasti zaštite životne sredine, odnosno zaštite od hemijskog udesa, Transporter izrađuje Izveštaj o bezbednosti i Plan zaštite od hemijskog udesa sa merama pripreme i merama za otklanjanja posledica za kompleks TNS. Procena obuhvata i skladišne rezervoare na TNS koji nisu deo sistema za transport nafte naftovodom.
4.1.7. Izveštaj o bezbednosti i Plan zaštite od hemijskog udesa, u skladu sa Seveso direktivom, za kompleks TNS izrađuje se u skladu sa propisima kojima 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 obavezno sadrži:
- analizu i ocenu kvaliteta činilaca životne sredine, kao 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.
4.1.8. 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 nafte naftovodom na oštećenoj deonici i zatvara blok ventile na najbližim blok stanicama u cilju izolovanja oštećene sekcije. Ukoliko se radi o havariji na TNS, obustavlja se rad dok se havarija ne sanira. Tehnološke operacije na ostalim objektima naftovoda koje su nezavisne i nisu ugrožene 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 sirova nafta nalazi u naftovodu, kao i Korisnike čija bi nafta trebalo da se transportuje po odobrenom planu transporta.
4.2.3. Korisnik se obaveštava telefonom i pisanim putem. Osim telefonom, obaveštavanje se, može obaviti i elektronskim putem. 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 procenjeno vreme trajanja izmenjenih uslova ili prekida transporta.
4.2.5. Korisnik se obaveštava o nastavku transporta nakon završene sanacije i dovođenja naftovoda u funkcionalno stanje na način iz tačke 4.2.3.
4.2.6. Transporter o početku transporta obaveštava nadležne dispečerske centre susednog transportera nafte naftovodom, kao i dispečerske centre Korisnika u SNNS i RNP.
5. PRAVILA O PRISTUPU SISTEMU ZA TRANSPORT NAFTE NAFTOVODOM
5.1.1. Transporter je dužan da omogući pristup sistemu za transport nafte naftovodom po principu javnosti i nediskriminacije u skladu sa tehničkim mogućnostima i u zavisnosti od slobodnog kapaciteta sistema za transport nafte naftovodom.
5.1.2. Cene pristupa sistemu za transport nafte naftovodom 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 i ovim pravilima.
5.2. Ugovor o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom
5.2.1. Sadržaj i obaveze ugovornih strana
5.2.1.1. Transporter je obavezan da Korisniku dostavi predlog Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom u roku od 10 dana od dana podnošenja zahteva.
5.2.1.2. Transporter na svojoj internet stranici objavljuje model Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom.
5.2.1.3. Ugovor o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom naročito sadrži:
- podatke o Korisniku;
- podatke o ugovorenoj količini i kvalitetu nafte;
- podatke o ugovorenom roku;
- podatke o mestu prijema i mestu predaje (modalitetu transporta);
- podatke o dinamici transporta po kvartalima;
- cenu pristupa sistemu za transport nafte naftovodom;
- način obračuna i plaćanje;
- penali za nedozvoljeno odstupanje u kvalitetu i količinama nafte i odstupanje od ugovorene dinamike transporta;
- poverljivost i čuvanje podataka;
- odgovornost Transportera i odgovornost Korisnika.
5.2.1.4. Prilikom zaključivanja Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom Korisnik je dužan da dostavi:
- licencu za obavljanje energetske delatnosti trgovina naftom, derivatima nafte, biogorivima, biotečnostima, komprimovanim prirodnim gasom, utečnjenim prirodnim gasom i vodonikom ili licencu za obavljanje energetske delatnosti proizvodnje derivata nafte, osim za Korisnika kojem prema zakonu kojim se uređuje oblast energetike nije potrebna licenca za obavljanje energetskih delatnosti;
- dokaz o obezbeđenju preuzimanja transportovane sirove nafte;
- instrument obezbeđenja plaćanja;
- dokaz o posedovanju ugovora sa KO koja ispunjava uslove Pravila;
- polisu o osiguranju nafte u transportu;
- sertifikat kvaliteta referentne sirove nafte koju transportuje.
Ovim pravilima se utvrđuju sledeći instrumenti obezbeđenja plaćanja:
- bankarska garancija izdata od banke koja ima dozvolu za rad Narodne banke Srbije, koja treba da bude neopoziva, dopunjiva, bezuslovna i plativa na prvi poziv,
- novčani depozit koji Korisnik polaže na posebnom računu kod banke koja ima dozvolu za rad Narodne banke Srbije ili
- solo menica sa meničnim ovlašćenjem, sa odredbom "bez protesta".
Iznos instrumenata obezbeđenja plaćanja se utvrđuje u visini od 20% od ugovorene vrednosti transporta nafte naftovodom. Ugovorena vrednost transporta nafte naftovodom za potrebe utvrđivanja iznosa instrumenata obezbeđenja plaćanja je proizvod ugovorenih količina nafte i regulisanih cena u skladu sa zakonom, uvećano za porez na dodatu vrednost.
Period važnosti instrumenata obezbeđenja plaćanja je od prvog dana primene Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom do tridesetog dana od dana isteka istog.
Korisnik može plaćanje usluge transporta nafte naftovodom da plati avansno, na osnovu predračuna koji Transporter ispostavlja Korisniku, i u tom slučaju Korisnik nema obavezu dostave instrumenata obezbeđenja plaćanja Transporteru prilikom zaključivanja Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom.
Minimalni iznos avansa se utvrđuje u istoj visini kao i iznos instrumenata obezbeđenja plaćanja.
Transporter ne obračunava i ne plaća kamatu Korisniku na iznos uplaćenog avansa.
5.2.1.5. Nakon zaključenja Ugovora o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom, a najkasnije dva radna dana pre početka transporta Korisnik je dužan da Transporteru podnese Zahtev za pristup sistemu za transport nafte naftovodom (u daljem tekstu Zahtev) za svaku šaržu pojedinačno.
5.2.1.6. Obrazac Zahteva dat je u Prilogu B Pravila.
5.2.1.7. Obrazac Zahteva sadrži i rubriku za odobrenje transporta koju popunjava ovlašćeno lice Transportera odmah po prijemu zahteva.
5.2.1.8. Potpisan Zahtev sa popunjenom rubrikom kojom Transporter odobrava transport prosleđuje Korisniku elektronskim putem.
5.2.1.9. U slučaju nemogućnosti da se transport nafte izvrši u skladu sa zahtevom, Transporter navodi ovu okolnost sa obrazloženjem, kao i mogućem datumu početka transporta, odnosno drugim elementima za transport nafte u skladu sa Ugovorom o pristupu sistemu za transport nafte naftovodom.
5.2.2. Odstupanja od ugovorene količine, dinamike transporta i kvaliteta sirove nafte
5.2.2.1. U cilju optimizacije planiranja aktivnosti na upravljanju, razvoju i održavanju sistema za transport nafte naftovodom, Korisnik je dužan da preda na transport ugovorene količine sirove nafte u ugovorenom periodu transporta uz opravdano i prihvatljivo odstupanje od +/- 5% ugovorenih količina sirove nafte.
5.2.2.2. Transporter ima pravo da obračuna i naplati Korisniku penal za nedozvoljeno odstupanje u količinama nepredate nafte ukoliko Korisnik preda na transport manje od 95% ugovorene količine sirove nafte u ugovorenom periodu transporta.
Korisnik ima pravo da obračuna i naplati Transporteru penal za nedozvoljeno odstupanje u količinama neisporučene nafte ukoliko
Transporter isporuči manje od 95% ugovorene količine sirove nafte u ugovorenom periodu transporta.
Obračun penala za nedozvoljeno odstupanje u količinama nepredate ili neisporučene nafte se utvrđuje na osnovu formule:
Pk = 0,2 Ck x Kk,
gde su:
Pk - penal za nedozvoljeno odstupanje u količinama nepredate ili neisporučene nafte (u dinarima);
Ck - cena pristupa sistemu za transport nafte naftovodom na poslednji dan ugovorenog perioda transporta, a prema ugovorenom modalitetu transporta iskazana u dinara/tona;
Kk - količina sirove nafte utvrđena kao razlika između 95% ugovorenih količina sirove nafte u ugovorenom periodu transporta i ostvarenih predatih, odnosno isporučenih količina sirove nafte u ugovorenom periodu transporta (u tonama).
5.2.2.3. Transporter ima pravo da obračuna i naplati Korisniku penal za odstupanje od ugovorene dinamike transporta ukoliko Korisnik preda na transport manje od 90% ugovorene kvartalne količine sirove nafte u ugovorenom periodu transporta.
Obračun penala za odstupanje od ugovorene dinamike transporta utvrđuje se na osnovu formule:
Pd = 0,15 Cd x Kd,
gde su:
Pd - penal za odstupanje od ugovorene dinamike transporta (u dinarima);
Cd - cena pristupa sistemu za transport nafte naftovodom na poslednji dan kvartala, a prema ugovorenom modalitetu transporta iskazana u dinara/tona;
Kd - količina sirove nafte utvrđena kao razlika između 90% ugovorene kvartalne količine sirove nafte i ostvarenih predatih količina sirove nafte u kvartalu (u tonama).
5.2.2.4. Ukoliko parametri kvaliteta sirove nafte na mestu prijema u sistem za transport nafte naftovodom odstupaju od parametara kvaliteta sirove nafte definisanih u tački 3.1.1., a Transporter nije u mogućnosti da odbije pristup sistemu zato što je sirova nafta primljena u naftovod, tada Transporter ima pravo da obračuna i naplati Korisniku penal za nedozvoljeno odstupanje u kvalitetu sirove nafte na mestu prijema od normativa navedenih u tački 3.1.1. ovih pravila i to u iznosu:
1) Gustina pri 15 °C za svaki + 1 kg/m3 2,5%
2) Voda i sedimenti za svaki + 0,1% v/v 10%
3) Sumpor za svaki + 0,1% m/m 20%
od vrednosti obračunate usluge transporta konkretne šarže.
5.2.2.5. Korisnik ima pravo da obračuna i naplati Transporteru penal za nedozvoljeno odstupanje u kvalitetu nafte u slučaju pogoršanja kvaliteta sirove nafte tokom transporta, većih od normativa navedenih u tački 3.1.6. ovih pravila i to u iznosu:
1) Gustina za svaki - 0,1° API 0,10%
2) Voda i sedimenti za svaki + 0,2% v/v 0,20%
3) Sumpor za svaki + 0,2% m/m 0,30%
od vrednosti sirove nafte transportovane šarže koja se u slučaju uvozne sirove nafte utvrđuje na osnovu dokumentacije o carinskoj vrednosti sirove nafte izrađenoj u skladu sa propisima kojima se uređuju carinske radnje i postupci u Republici Srbiji, a u slučaju domaće sirove nafte na osnovu proizvođačke cene i čija se količina i kvalitet utvrđuje na osnovu izveštaja o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte.
5.3.1. Modaliteti transporta sirove nafte naftovodom su:
Modalitet |
Mesto prijema/otpreme |
Mesto predaje |
Deonica |
I |
MS Sotin |
SNNS |
DN-1 |
II |
MS Sotin |
TNS |
DN-1 |
III |
SNNS |
MS Pančevo |
DN-2 |
IV |
TNS |
MS Pančevo |
DN-2 |
V |
MS Sotin |
MS Pančevo |
DN-1 + DN-2 |
5.3.2. Merenje količine i utvrđivanje kvaliteta sirove nafte na mestu prijema/otpreme i mestu predaje radi KO koja ispunjava uslove iz ovih Pravila (tačka 6.3.).
5.3.3. Prijem/otprema, odnosno predaja sirove nafte potvrđuje se Izveštajem o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte (tačka 6.6.).
5.3.4. Izveštaj iz tačke 5.3.3. na mestu prijema/otpreme sirove nafte na sistem za transport nafte naftovodom je dokaz o prijemu na transport šarže sirove nafte prema ugovorenom modalitetu transporta.
5.3.5. Izveštaj iz tačke 5.3.3. na mestu predaje sirove nafte sa sistema za transport nafte je dokaz o izvršenom transportu šarže sirove nafte prema ugovorenom modalitetu transporta.
5.3.6. U slučaju da na mestu prijema/otpreme ili mestu predaje sirove nafte iz tačke 5.3.1. MS nije u funkciji, mesto prijema/otpreme odnosno mesto predaje je mesto merenja sirove nafte iz tačke 6.1.3.
6. PRAVILA O MERENJU I POTREBNOJ MERNOJ OPREMI
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 sistema za transport nafte naftovodom.
6.1.3. Merenje na mestu prijema/otpreme, odnosno mestu predaje sirove nafte, obavlja se u MS na sistemu za transport nafte naftovodima. U slučaju da merilo na mestu prijema/otpreme, odnosno mestu predaje nafte, privremeno nije u funkciji, za obračun se koristi merenje koje se obavlja u rezervoarima sa važećim baždarnim tablicama.
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 koji izrađuje KO u skladu sa tačkom 6.7 ovih pravila.
6.1.5. Merenje sirove nafte se obavlja merilima koji zadovoljavaju metrološke i tehničke uslove prema propisu koji uređuje merila i standardima ISO 10790, OIML R 117 i API MPMS 5.6.
6.1.6. Transporter mora da ima potrebnu dokumentaciju o kontroli i o overavanju merila u zakonom propisanim rokovima izdatu od strane nadležne organizacije za poslove overavanja i etaloniranja merila.
6.2. Merenje nafte u mernoj stanici automatskim merilima protoka
6.2.1. Automatska merila protoka u MS zadovoljavaju uslove utvrđene propisima o metrološkim uslovima za ugrađeni tip merila i poseduju važeći žig i uverenje o ispravnosti merila.
6.2.2. Verifikacija merila protoka se vrši u skladu sa normativnim dokumentom OIML R 119.
6.2.3. Na početku merenja svake transportovane šarže MS 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. Dozvoljena greška pri merenju nafte automatskim merilima protoka je, prema propisu o metrološkim uslovima za protočna merila zapremine tečnosti sa posrednim načinom merenja, maksimalno ± 0,5%.
6.2.6. Uzimanje reprezentativnog uzoraka u jedinici za automatsko uzorkovanje obavlja se prema standardu SRPS EN ISO 3171.
6.2.7. Reprezentativni uzorci se uzimaju u porcijama od po 0,5 ml - 2 ml do punjenja suda za uzimanje uzoraka do 7 l. Frekvencija uzimanja uzoraka se može podesiti do maksimalno 20 uzoraka u minuti na MS na Terminalu Novi Sad i maksimalno 30 uzoraka u minuti na MS Pančevo.
6.2.8. Uzorkovanje vrši KO prema standardu navedenom u tački 6.2.6.
6.2.9. Punjenje sudova za uzorkovanje (potrebno je da budu na raspolaganju najmanje dva suda identične mase) kontroliše se merenjem mase uzetih uzoraka.
6.2.10. Mase praznih sudova za uzorkovanje su identične i njihova masa (tara - T) memorisana je za stalno u "flow" kompjuteru prilikom njegovog konfigurisanja.
6.2.11. 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.
6.2.12. Pri svakom završetku punjenja suda uzorcima vrši se memorisanje broja i mase uzraka u sudu vezano za određenu naftnu šaržu, kao i datum i vreme uzimanja uzorka.
6.2.13. 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 MS spremna da primi novu šaržu nafte koja bi sa prethodnom činila inicijalno deklarisanu šaržu po količini i kvalitetu.
6.3. Kontrolna organizacija - KO
6.3.1. Obaveze KO uređene su ugovorom između KO i Transportera o kontroli kvaliteta i količini transportovane nafte.
6.3.2. KO 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".
6.3.3. KO konstatuje da pri svakom merenju merila ispunjavaju uslove date u tački 6.1.6.
6.3.4. KO konstatuje da su merenja transportovane nafte izvršena prema odgovarajućim standardima Republike Srbije ili prema odgovarajućim međunarodnim standardima navedenim u Prilogu A.
6.3.5. KO 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.
6.3.6. Korisnik ima pravo da angažuje KO koja obavlja kontrolna merenja (u daljem tekstu KO Korisnika) i da o tome pisanim putem obavesti Transportera. Transporter je dužan da omogući pristup merilima KO Korisnika.
6.4. Utvrđivanje kvaliteta transportovane nafte
6.4.1. Kvalitet transportovane nafte utvrđuje se analizom reprezentativnog uzorka uzetog u skladu sa tač. 6.2.6. i 6.2.7.
6.4.2. Merenje gustine nafte na srednjoj temperaturi nafte vrši u skladu sa standardom SRPS EN ISO 3675. U slučaju da je BSW > 0,2% v/v, vrši se korekcija gustine.
6.4.3. Izračunavanje gustine nafte na standardnim uslovima vrši se u skladu sa standardima SRPS ISO 91 i SRPS ISO 4268.
6.5. Utvrđivanje količina transportovane nafte
6.5.1. Po završetku transporta svake šarže izrađuje se izveštaj ("Batch" izveštaj), koji sadrži sledeće podatke:
- šifra MS;
- 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 bar;
- prosečnu gustinu na standardnim uslovima izraženu u kg/m3;
- masu transportovane šarže nafte izraženu u kg u vakuumu.
6.5.2. Transporter je dužan da Korisniku, na njegov zahtev, stavi na raspolaganje "Batch" izveštaj o transportu svih njegovih šarži nafte sa potpisom ovlašćenog lica.
6.5.3. Transporter je dužan da "Batch" izveštaj o transportu svake šarže nafte u pisanom obliku čuva najmanje godinu dana.
6.5.4. 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).
6.5.5. Izračunavanje zapremine transportovane nafte na standardnim uslovima vrši se korišćenjem mase i gustine transportovane nafte na standardnim uslovima.
6.6. Izveštaj o kontroli količine i kvaliteta sirove nafte
6.6.1. KO Transportera iz tačke 6.3.1 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 EN ISO 3675);
- API gustina na 60 ºF izražena u º (SRPS EN ISO 3675);
- voda i sedimenti (BSW) izraženo u % v/v (SRPS ISO 9030);
- sadržaj sumpora izražen u % m/m (SRPS EN ISO 8754);
- tačka tečenja izražena u °C (SRPS ISO 3016);
- viskozitet izražena u mm2/s (SRPS ISO 3104) na 20 °C i 40 °C;
- napon pare po Reid-u izražen u bar (SRPS ISO 3007);
- standard po kome je izvršeno uzorkovanje;
- mesto uzimanja uzorka i količina nafte na koju se uzorak odnosi;
- distribucija uzoraka.
6.6.2. Ukoliko je gustina korigovana (tačka 6.4.2.) u Izveštaj se unosi i taj podatak.
6.6.3. Izveštaj potpisuju Transporter, predstavnik KO Transportera, Korisnik, kao i predstavnik KO Korisnika. Najmanje jedan primerak potpisanog Izveštaja se dostavlja Korisniku u papirnoj formi i elektronskom obliku.
6.6.4. KO Transportera izrađuje Izveštaj radnim danima u roku od četiri sata od završenog kontrolisanja odnosno laboratorijske analize.
6.6.5. Obračun usluge transporta vrši se na osnovu neto količine nafte u vazduhu iz Izveštaja izražene u tonama.
6.7.1. Za transport nafte naftovodom ne postoje realni gubici pri samom transportu jer je u pitanju zatvoreni sistem transporta, a obračunski gubici mogu biti posledica merenja.
6.8. Kontrolna merenja i izveštaji
6.8.1. Kontrolna merenja obavlja Transporter/Korisnik ili KO na zahtev Transportera/Korisnika.
6.8.2. 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 sistemu za transport nafte;
- detektuje potencijalno curenje nafte iz sistema za transport nafte.
6.8.3. U slučaju odstupanja komercijalnih i kontrolnih merenja za vrednost veću od dozvoljene greške merenja, KO angažovana od strane Transportera ili/i Korisnika je dužna da izvrši kontrolno merenje. Troškove ponovljenog merenja snosi strana koja je napravila grešku pri prvom merenju.
7.1. Sastavni deo Pravila su prilozi:
Prilog A: Spisak standarda koji se primenjuju kod kontrole kvaliteta i količina transportovane nafte.
Prilog B: Zahtev za pristup sistemu za transport nafte naftovodom.
8.1. Pravila o radu sistema za transport nafte naftovodom, po dobijanju saglasnosti Agencije, objavljuju se u Službenom glasniku Republike Srbije, stupaju na snagu osmog dana od dana objavljivanja, a primenjuju se od 1. januara 2024. godine.
8.2. Pravila o radu sistema za transport nafte naftovodom se objavljuju na zvaničnom internet sajtu Transportera.
8.3. Transporter je dužan da u roku od šest meseci nakon stupanja na snagu Pravila o radu sistema za transport nafte naftovodom, usaglasi opšte akte sa odredbama Pravila.
8.4. Na Ugovor o transportu nafte za 2023. godinu, primenjuju se odredbe Pravila rada transportnog sistema za transport nafte naftovodom i opšti akti Transportera koji su važili u vreme zaključenja ugovora.
PRILOG A. Spisak standarda koji se primenjuju kod kontrole kvaliteta i količina transportovane nafte
R. br. |
Standard |
Kratak opis |
1. |
SRPS ISO IEC 17020 |
Ocenjivanje usaglašenosti - Zahtev za rad različitih tipova tela koja obavljaju kontrolisanje |
2. |
SRPS ISO 386 |
Laboratorijski Termometri punjeni tečnošću - Principi projektovanja izrade i upotrebe |
3. |
SRPS ISO 649:2 |
Laboratorijsko posuđe od stakla - Areometri za opštu namenu - Deo 2: Metode ispitivanja i upotrebe |
4. |
SRPS ISO 3170 |
Nafta i tečni naftni proizvodi - Ručno uzimanje uzoraka |
5. |
SRPS EN ISO 3171 |
Naftni proizvodi - Automatsko uzimanje uzoraka |
6. |
SRPS EN ISO 3675 |
Sirova nafta i tečni naftni proizvodi - Laboratorijsko određivanje gustine - Metoda pomoću aerometra |
7. |
SRPS ISO 91 |
Nafta i srodni proizvodi - Zapreminski korekcioni faktori za temperaturu i pritisak (tablice za merenje nafte) i standardni referentni uslovi |
8. |
SRPS ISO 4268 |
Nafta i tečni naftni proizvodi - Merenje temperature - Ručne metode |
9. |
SRPS ISO 3734 |
Ispitivanje nafte i naftnih proizvoda. Određivanje vode i mulja metodom centrifuge. |
10. |
ISO 10790 |
Measurement of fluid flow in closed conduits -- Coriolis mass flowmeters (Merenje protoka fluida u zatvorenim sistemima - Koriolisovo maseno merilo protoka) |
11. |
API MPMS 5.6 |
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters (Merenje tečnih ugljovodonika koriolisovim merilom) |
12. |
OIML R 117 |
Measure systems for liquids other than water (Merni sistemi za tečnosti koje nisu voda) |
13. |
OIML R 119 |
Pipe provers for testing measuring systems for liquids other than water (Cevni pruver za testiranje mernih sistema za tečnosti koje nisu voda) |
14. |
SRPS ISO 3007 |
Nafta i naftni proizvodi - Određivanje napona pare - Metoda po Reidu |
15. |
SRPS ISO 3016 |
Nafta i srodni proizvodi prirodnog ili sintetičkog porekla - Određivanje tačke tečenja |
16. |
SRPS EN ISO 8754 |
Naftni proizvodi - Određivanje sadržaja sumpora - Spektrometrijska metoda rengenske fluorescencije sa disperzijom energije |
17. |
SRPS ISO 9030 |
Nafta - Određivanje vode i sedimenata - Metoda centrifuge |
18. |
SRPS ISO 3104 |
Naftni proizvodi - Providne i neprovidne tečnosti - Određivanje kinematičke viskoznosti i izračunavanje dinamičke viskoznosti |
PRILOG B. Zahtev za pristup sistemu za transport nafte naftovodom
1. |
Korisnik |
|
2. |
Broj licence |
|
3. |
Broj ugovora |
|
4. |
Modalitet transporta |
|
5. |
Planirani početak transporta (datum i vreme) |
|
6. |
Količina nafte, cca (tona) |
|
7. |
Vrsta sirove nafte |
|
8. |
Kontrolna organizacija (KO) |
|
9. |
Odobrenje transporta |
DA NE |
10. |
Obrazloženje za neodobravanje transporta |
|
11. |
Adresa za izdavanje računa za transport za uvoznu sirovu naftu |
|
Korisnik |
Transporter |
_______________________ |
_______________________ |
Prilozi: - kopija sertifikata kvaliteta sirove nafte;
- kopija polise osiguranja transporta sirove nafte naftovodom.