Ду 300, по железнодорожному транспорту

1. Прием нефти из трубопровода Тихорецк - Новороссийск 1 Ду 500 мм ведется по технологическим трубопроводам №№30А и 32 или 30А и 30 в резервуары: ЖБР-10000, РВСпк-50000, РДПК-50000.

. Прием нефти из трубопровода Тихорецк - Новороссийск 2 Ду 800 мм ведется по технологическому трубопроводу №30 в резервуары РВСпк-50000, РДПК-50000 (в исключительных случаях - в резервуары ЖБР-10000).

. Прием нефти из трубопровода Крымск - Грушовая Ду 300 мм ведется по технологическому трубопроводу №10 в резервуары ЖБР-10000.

. О начале каждой перекачки по магистральному трубопроводу диспетчер Краснодарского РДП извещает диспетчера нефтебазы «Грушовая» телефонограммой или факсограммой, текст которой записывается в Журнал входящих телефонограмм.

. Диспетчер нефтебазы «Грушовая» сообщает телефонограммой диспетчеру Краснодарского РУМН о готовности к приему нефти только после того, как убедится в том, что приемные задвижки на резервуаре, а также задвижки на технологических трубопроводах, открыты, а в резервуаре, подготовленном к приему нефти, имеется достаточная свободная емкость.

. Все записи об операциях с запорной арматурой заносятся в оперативный журнал диспетчера нефтебазы «Грушовая».

. Прием нефти в резервуары ведется через системы придонной циркуляции (гидроразмыва). В случае неисправности системы гидроразмыва диспетчер обязан перевести прием нефти в резервуар через трубу прямого налива. Во вновь введенных в эксплуатацию резервуарах РВСпк-50000 и РДПК-50000 прием нефти производится через приемо-раздаточные устройства. Размыв парафинистых отложений в таких резервуарах ведется с помощью винтовых мешалок (устройств «Диоген»), которые должны включаться по графику, утвержденному главным инженером нефтебазы.

. Производительность приема нефти в один резервуар не может превышать значения, указанного в технологической карте резервуара.

. При заполнении резервуара необходимо строго контролировать по показаниям уровнемера уровень нефти в нем, соблюдая нормативный уровень, до которого наполняется резервуар согласно его технологической карте. В случае неисправности уровнемера эксплуатация резервуара запрещена до устранения неисправности.

. Управление запорной арматурой на резервуаре и на технологических трубопроводах осуществляется диспетчером, из центрального диспетчерского пункта, с помощью системы телемеханики ТМ-700 и микропроцессорной системы управления. В случае неисправности системы телемеханики управление запорной арматурой ведется с площадок КИП и А (ПКУ, ЩСУ) операторами товарными приемо-сдаточного участка, по команде диспетчера. Если дистанционное управление запорной арматурой невозможно по каким-либо причинам, то она открывается и закрывается операторами товарными вручную.

. При переводе налива нефти с резервуара на резервуар, необходимо сначала открыть приемные задвижки свободного резервуара, а затем закрыть задвижки наполненного резервуара, и убедиться в том, что в подключенный резервуар нефть поступает, а в наполнявшийся резервуар поступление нефти прекратилось.

. Оператор товарный приемо-сдаточного участка должен вести постоянный контроль перекачки нефти, каждые 2 часа, а в случае необходимости и чаще, сверяя с оператором товарным Тихорецкого РУМН объем откачанной нефти с объемом нефти, поступившей в резервуары нефтебазы «Грушовая».

. Оператор товарный цеха слива и налива нефти в железнодорожные цистерны ведет постоянный контроль перекачки нефти, каждые 2 часа, а в случае необходимости и чаще, сверяя с оператором ЛПДС «Крымская» объем откачанной нефти с объемом поступившей в резервуары нефтебазы «Грушовая».

. В случае расхождения объемов диспетчер обязан, по согласованию с диспетчером Краснодарского РУМН провести контрольные сверки откачки и поступления нефти через 15-20 минут; немедленно предпринять все меры для определения причин расхождения и их устранения.

. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по каким-либо другим данным обнаружится, что нормальный прием нефти нарушен и может повлиять на отклонение параметров работы магистральных нефтепроводов от нормативных, диспетчер обязан принять немедленные меры к выяснению причин нарушения и сообщить об этом:

- диспетчеру Краснодарского РУМН - в течение 1 минуты,

-  главному специалисту нефтебазы, в зависимости от причин отклонения - в течение 2 минут,

-  главному инженеру нефтебазы - в течение 3 минут,

-  диспетчеру ОАО «Черномортранснефть» - в течение 4 минут.

. Операторы товарные в течение смены должны вести наблюдение за работой технологических трубопроводов, резервуаров, а также технологического оборудования резервуарных парков. Все замеченные недостатки и нарушения должны быть исправлены немедленно. Если это невозможно, о дефекте должно быть доложено диспетчеру и руководству приемо-сдаточного участка, для принятия соответствующих мер.

. Давление в технологическом трубопроводе не должно превышать значения, установленного для него проектом, в технологическом колодце К-0 (геодезическая отметка установки манометра 242,0 м):

- трубопровод №30 - 8 кг/см²

-  трубопровод №30А - 12 кг/см²

-  трубопровод №32 - 8 кг/см²

-  трубопровод №10 - 8 кг/см²

. Для технологических трубопроводов предусмотрена автоматическая защита от превышения давления в них. В случае достижения давления:

- в трубопроводе №30 на участке резервуаров №№25-50 - 6 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 260,0 м) - открываются задвижки 26-3 и 26-11 резервуара №26;

-  в трубопроводе №30 на участке резервуаров №№51-64 - 7,5 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 304,0 м) - открывается задвижка К36-30С резервуара №53;

-  в трубопроводе №32 с переходом на трубопровод №10 - 6 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 260,0 м) − открываются задвижки 26-1 и 26-11 резервуара №26;

-  в трубопроводе №10 - 5 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 242,0 м)- открываются задвижки 23-4 и 23-11 резервуара №23.

. В случае налива резервуара до максимально допустимого уровня (аварийного) срабатывает автоматическая блокировка задвижек от перелива резервуара. При этом приемная задвижка на переполняемом резервуаре закрывается и открываются:

- при приеме по трубопроводу №30 на участке резервуаров №№25-50 - задвижки 26-3 и 26-11 резервуара №26;

-  при приеме по трубопроводу №30 на участке резервуаров №№51-64 - задвижка К36-30С, так как сначала закрывается приемная задвижка (задвижка 45) на переполняемом резервуаре, после чего нарастает давление в трубопроводе №30 и срабатывает автоматическая защита от превышения давления в трубопроводе;

-  при приеме по трубопроводу №32 с переходом на трубопровод №10 - задвижки 26-1 и 26-11 резервуара №26;

-  при приеме по трубопроводу №10 - задвижки 23-4 и 23-11 резервуара №23.

. На технологических трубопроводах установлены специальные пружинные предохранительные клапаны СППК4-150 (-200, -50) -16, которые срабатывают при достижении давления:

- в трубопроводе №30 или 32 с переходом на трубопровод №10, на участке резервуаров №№25-50 - 3,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар №50, клапаны СППК4-150-16 установлены между задвижками 178 и 186 (геодезическая отметка установки клапанов 288,0 м),

-  в трубопроводе №30 на участке резервуаров №№51-64 - 7,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар №53, клапаны СППК4-200-16 установлены у технологического колодца К-36 (геодезическая отметка установки клапанов 304,0 м),

-  в трубопроводе №10 - 3,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар №23, клапаны установлены у резервуара №23 (геодезическая отметка установки клапанов 260,0 м).

. Перед задвижками с индексами «3», «4», «5», «6» резервуаров РДПК-50000 №№61-64, на проложенных надземно-технологических трубопроводах: №№0, 30, 30А установлены термальные специальные пружинные предохранительные клапаны СППК4-50-16, которые срабатывают при возникновении давления 2,5 кг/см², возникающего в трубопроводах из-за их нагрева. Сброс нефти производится в трубопровод перед задвижками с индексами «1» и «2» резервуаров №№61-64. В связи с этим задвижки 61-1, 62-1, 63-1, 64-1, 61-2, 62-2, 63-2, 64-2 должны быть постоянно открыты. Также должны быть постоянно открыты задвижки и вентили, установленные до и после предохранительных клапанов.

. После наполнения резервуара химическая лаборатория нефтебазы «Шесхарис» производит отбор пробы нефти. Если проба отбирается из трубопровода автоматическим пробоотборником, то она забирается из пробоотборника лаборантом немедленно после наполнения резервуара. Если проба отбирается из резервуара вручную, то она отбирается через 2 часа после наполнения резервуара. Отбор проб производится в соответствии с ГОСТ 2517-80.

. Об окончании наполнения резервуара старшему лаборанту сообщает диспетчер или, по его поручению, оператор товарный.

. Операторы товарные, не менее, чем через 2 часа после наполнения резервуара нефтью, замеряют уровень подтоварной воды, откачивают ее артезианскими насосами в систему промышленной канализации или дренируют ее через задвижки слива подтоварной воды, находящиеся в манифольдных колодцах резервуаров ЖБР-10000, или сифонные краны, установленные на резервуарах РВСпк-50000 и РДПК-50000, в систему промышленной канализации, до появления эмульсии. Не допускается оставлять открытые задвижки слива подтоварной воды или сифонные краны без наблюдения. Не допускается слив нефти через задвижки слива подтоварной воды или сифонные краны в систему промышленной канализации. Случайно пролитая нефть должна быть немедленно убрана операторами товарными. Записи о сливе подтоварной воды из резервуара делается в журнале учета слитой подтоварной воды.

. Все команды, распоряжения, их подтверждения и другая информация, касающаяся технологии приема нефти, передается диспетчером и операторами товарными по громкоговорящей связи, при необходимости, дублируется по радиосвязи или телефонной связи.