Действия персонала при срабатывании СОУ

Контроль состояния магистрального нефтепровода по показаниям СОУ осуществляется диспетчерским персоналом РДП (ТДП).

В функции диспетчерского персонала РДП (ТДП) при эксплуатации СОУ входит:

­ фиксирование фактов срабатывания СОУ,

­ определение достоверности срабатывания СОУ,

­ ведение эксплуатационной документации, связанной с задачами контроля и управления магистральным нефтепроводом по показаниям СОУ,

­ информирование руководства РНУ (ОСТ) об истинном срабатывании СОУ,

­ принятие мер к обеспечению безаварийного функционирования нефтепровода.

Срабатывания СОУ подразделяются на истинные и ложные.

Виды причин истинного срабатывания СОУ:

­ нарушение герметичности нефтепровода с выходом нефти;

­ нарушение герметичности нефтепровода при несанкционированном отборе нефти.

Виды причин ложного срабатывания СОУ:

­ отказ (неисправность) СОУ;

­ технологические переключения, изменение режима работы нефтепровода – технологическая причина;

­ не установленная причина на момент срабатывания СОУ.

К технологическим причинам относятся следующие:

­ включение и отключение насосных агрегатов на магистральных нефтепроводах;

­ включение и отключение насосов откачки утечек;

­ открытие и закрытие задвижек на технологических трубопроводах, подключенных к магистральному нефтепроводу, в том числе в РП;

­ изменение положения исполнительного механизма САР;

­ изменением режима ввода присадок;

­ открытие и закрытие задвижек на резервных нитках МН, КППСОД;

­ изменение параметров напряжения сети внешнего энергоснабжения НПС данного МН;

­ изменение свойств перекачиваемой нефти;

­ прохождение внутритрубных снарядов;

­ срабатывание ССВД;

­ срабатывание предохранительных клапанов в РП.

В случае срабатывания СОУ диспетчер РДП (ТДП) обязан: определить истинность срабатывания СОУ.

При ложном срабатывании СОУ вследствие технологического изменения режима работы нефтепровода диспетчер РДП (ТДП) обязан:

­ принять меры к обеспечению нормальной работы нефтепровода;

­ выполнить запись о произошедшем изменении режима или отказе СОУ в оперативном (вахтовом) журнале и в Журнале регистрации срабатываний СОУ.

При истинном срабатывании СОУ диспетчер должен определить величину снижения давления на аварийном участке.

При снижении давления на аварийном участке на величину не более 0,05 МПа диспетчер в течение 10 минут от времени срабатывания СОУ:

­ докладывает диспетчеру ТДП, руководству РНУ (ОСТ) и начальнику отряда СБ;

­ выполняет запись об изменении режима работы нефтепровода в оперативном (вахтовом) журнале и в Журнале регистрации срабатываний СОУ;

­ действует в соответствии с распоряжениями руководства РНУ (ОСТ).

При снижении давления на аварийном участке на величину свыше 0,05 МПа диспетчер немедленно:

­ производит остановку нефтепровода со снижением избыточного давления нефти на аварийном участке;

­ с использованием средств телемеханики локализует аварийный участок нефтепровода;

­ выполняет действия, предусмотренные планом ликвидации возможных аварий;

­ докладывает диспетчеру ТДП, руководству РНУ (ОСТ) и начальнику отряда СБ;

­ выполняет запись об изменении режима работы нефтепровода в оперативном (вахтовом) журнале и в Журнале регистрации срабатываний СОУ;

­ действует в соответствии с распоряжениями руководства РНУ (ОСТ).

В случае истинного срабатывания СОУ, сопровождающегося снижением давления на аварийном участке на величину не более 0,05 МПа:

Главный инженер ОСТ принимает решение о целесообразности:

­ остановки перекачки нефти на технологическом участке МН, где произошло срабатывание СОУ,

­ необходимости выезда бригады ЛЭС на место предполагаемого выхода нефти.

Начальник отряда СБ:

­ принимает решение о целесообразности выезда подвижной группы СБ на место предполагаемого выхода нефти с учетом времени суток, параметров утечки, наличия экипажей ПГ на данном участке МН и их удалённости от места утечки,

­ информирует территориальные органы внутренних дел о факте падения давления, возможно связанного с кражей нефти.

В случае истинного срабатывания СОУ, сопровождающегося снижением давления на аварийном участке на величину свыше 0,05 МПа:

Главный инженер ОСТ принимает решение о целесообразности:

­ направления бригады ЛЭС для проведения обследования, уточнения места, характера и локализации последствий предполагаемого повреждения;

­ контролирует продвижение бригады по трассе нефтепровода.

Начальник отряда СБ:

­ направляет ближайший к месту предполагаемого выхода нефти экипаж подвижной группы СБ,

­ информирует территориальные органы внутренних дел о факте падения давления, возможно связанного с кражей нефти.

Диспетчер неуправляющего ТДП в течение 10 минут после поступления доклада от диспетчера РДП об остановке участка нефтепровода из-за истинного срабатывания СОУ с сопутствующим снижением давления более чем на 0,05 МПа должен:

­ оценить необходимость и принять решение по изменению грузопотоков нефти,

­ сообщить о случившемся диспетчеру ЦДП, главному инженеру ОСТ,

­ сообщить специалистам ОСТ по утвержденному списку;

­ в случае выявления выхода нефти по результатам анализа технологической информации или обследования трассы нефтепровода действовать по ПЛВА и распоряжениям главного инженера ОСТ или лица, его замещающего.

­ информирует подразделения Службы безопасности об истинном срабатывании СОУ.

6.7 Действия оператора НППС при аварийных ситуациях

6.7.1 Основные понятия

авария на объекте магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов:Внезапный вылив или истечение опасной жидкости в результате полного разрушения или частичного повреждения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий:

- смертельный травматизм;

- травмирование с потерей трудоспособности;

- воспламенение опасной жидкости или взрыв ее паров;

- загрязнение любого водостока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

- объем утечки составил 10 кубометров и более, а для легкоиспаряющихся жидкостей объем утечки превысил один кубометр в сутки.

инцидент на объекте магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов: Отказ или повреждение трубопровода, резервуаров, оборудования или технических устройств на объектах организаций системы «Транснефть», повлекшие к отклонению от режима технологического процесса и приведшие к:

- утечкам нефти, нефтепродуктов, объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков;

- немедленной остановки перекачки для проведения аварийно-восстановительных работ.

аварийная утечка на объектах магистрального нефтепровода -выход нефти, объёмом менее 10м³ на трассе, на территории или в помещениях насосной станции, резервуарных парков, без событий, указанных в определении «авария» и не потребовавший проведения ремонтных работ.

отказ -событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния оборудования.

6.7.2 Классификация аварийных ситуаций

В зависимости от объема разлившейся нефти на местности и во внутренних пресноводных водоемах выделяются аварии следующих категорий:

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

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

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

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

- федерального значения – разлив свыше 5000 т нефти либо разлив нефти вне зависимости от объема, выходящий за пределы государственной границы Российской Федерации, а также разлив нефти, поступающий с территории сопредельных государств (трансграничного значения).

В зависимости от объема разлива нефти на море выделяются аварийные ситуации следующих категорий:

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

- регионального значения – разлив от 500 до 5000 т нефти;

- федерального значения – разлив свыше 5000 т нефти.

6.7.3 Структура плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий

Порядок организации и выполнения работ по обнаружению, локализации и ликвидации аварий и повреждений определяет план мероприятий по локализации и ликвидации аварий.ПМЛЛА разрабатываются в целях обеспечения готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий на таких объектах.

ПМЛЛА разрабатываются для опасных производственных объектов, указанных в Федеральном законе № 116-ФЗ «О промышленной безопасности.

ПМЛЛА разрабатывается для объекта, зарегистрированного в государственном реестре опасных производственных объектов.

В случае если 2 и более объекта, эксплуатируемых одной организацией, расположены на одном земельном участке или на смежных земельных участках, организация, эксплуатирующая эти объекты, вправе разрабатывать единый ПМЛЛА.

Срок действия ПМЛЛА составляет:

- для объектов I класса опасности – 2 года;

- для объектов II класса опасности – 3 года;

- для объектов III класса опасности – 5 лет.

ПМЛЛА пересматриваются:

1. не менее чем за 15 календарных дней до истечения срока действия предыдущего плана мероприятий;

2. не позднее 1 месяца после:

- реконструкции, технического перевооружения объекта или внесения изменений в технологию производства;

- внесения изменений в применяемые при осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте методики (методы) измерений или типы средств измерений;

- внесения изменений в системы управления технологическими процессами на объекте;

- ввода новых или вывода из эксплуатации проходных тоннелей, внесения изменений в схемы вентиляции на них, а также после изменения путей выхода работников при аварии.

3. в соответствии с актом технического расследования причин аварии на объекте;

4. по предписанию федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориального органа в случае выявления несоответствия сведений, содержащихся в плане мероприятий, сведениям, полученным в ходе осуществления федерального государственного надзора в области промышленной безопасности, или в случае выявления новых факторов риска по результатам технического расследования причин аварий на иных аналогичных объектах.

ПМЛАдля нефтепроводов должны быть разработаны для максимально возможного объема разлившейся нефти, величина которого принимается:

- стационарные объекты хранения нефти – 100 % от объема максимальной емкости одного объекта хранения;

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

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

- железнодорожный состав – 50 % от общего объема цистерн в железнодорожном составе;

- автомобильная цистерна – 100 % от объема.

План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий состоит из оперативной и технической частей.

В оперативной части ПМЛЛА должно быть представлено:

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

- организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов;

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

- перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

- перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды;

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

- порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий;

- порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

Техническая часть ПМЛЛА должна содержать:

- расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока;

- расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия аварийно-восстановительных служб к месту разлива нефти, не должно превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч - при разливе на почве;

- график выполнения работ по ликвидации аварий;

- оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

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

- план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

- план объекта МН;

- схему технологических и вспомогательных нефтепроводов, с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

- схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

- описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

- перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварий;

- перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

- перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

ПМЛЛА подписываются всеми членами комиссии и утверждаются главным инженером филиала.

ПМЛЛА согласовываются руководителями профессиональных аварийно-спасательных служб или профессиональных аварийно-спасательных формирований, с которыми заключен договор на обслуживание объектов,ы со всеми владельцами объектов, проходящих в одном техническом коридоре, с местными органами Госгортехнадзора, Минприроды и МЧС, а на участках пересечения МН с железной дорогой, автомобильной дорогой - с представителями организаций, эксплуатирующих данные объекты.

ПЛА должны находиться у главного инженера РНУ (УМН), диспетчера РНУ (УМН), начальника ЛПДС (НПС) , начальника ЦРС (СУПЛАВ), оператора ЛПДС (НПС).

Правильность ПМЛЛА и его соответствие фактическим условиям производства проверяются во время и учебно-тренировочных занятий.

УТЗ проводятся в целях:

- поддержания в постоянной готовности сил и средств для устранения аварий, инцидентов, отказов на объектах МН, МНПП и их последствий;

- обучения работников ОСТ, ДО их филиалов и подразделений действиям по: оперативному реагированию, локализации, ликвидации аварий, инцидентов, отказов на объектах МН, МНПП и их последствий; спасению жизни и сохранению здоровья персонала; снижению ущерба окружающей среде и материальных потерь, проводящееся в натурных условиях, имитирующих реальные события.

УТЗ различают по видам, уровню, времени проведения, форме контроля УТЗ со стороны ОАО «АК «Транснефть».

По видам УТЗ различают:

- УТЗ по оперативному реагированию;

- УТЗ по устранению неисправности.

УТЗ по оперативному реагированию проводятся для отработки порядка, правильности действий персонала, проверки времени по оповещению, сбора персонала, выезда на место аварии, подготовки рабочей площадки, действий по локализации разлива нефти, нефтепродуктов (в т.ч. постановка боновых заграждений), эвакуации условно пострадавших из опасной зоны (в т. ч. колодцев, траншей, котлованов, емкостей, приямков, водоемов), оказанию им первой доврачебной помощи; отработке действий по взаимодействию между участниками УТЗ, применению средств индивидуальной защиты. Проводятся как с практическим, так и с условным выполнением действий персонала.

УТЗ по устранению неисправности проводятся для проверки знаний и отработки практических навыков персонала по выполнению ремонта трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, устранению отказов оборудования, технических устройств. Проводятся с практическим выполнением действий персонала, совмещаются с проведением плановых работ (в т. ч. при остановке МН, МНПП, НПС, НС).

Не допускается совмещать УТЗ по оперативному реагированию с УТЗ по устранению неисправности.

По уровню проведения УТЗ различают:

- УТЗ на уровне подразделения филиала ОСТ, ДО (ЛПДС, НПС, НС и т. д.);

- УТЗ на уровне филиала ОСТ, ДО (УМН, РНУ, ПО и т. д.);

- КУТЗ на уровне ОСТ, ДО.

По времени проведения предусмотрены плановые и внеплановые УТЗ. Плановые УТЗ проводятся в соответствии с годовым план-графиком проведения УТЗ. Внеплановые УТЗ проводятся по указанию руководителей ОАО «АК «Транснефть», ОСТ, ДО, филиалов ОСТ, ПО на основании:

- результатов расследований аварий, инцидентов, отказов (в т. ч. произошедших по вине оперативного, оперативно-ремонтного и эксплуатационно-ремонтного персонала);

- результатов расследований несчастных случаев на производстве;

- неудовлетворительных результатов проведения УТЗ;

- указаний надзорных органов.

Периодичность проведения УТЗ:

1. УТЗ на уровне ЛПДС (НПС, НС)

- по оперативному реагированию 1 раз квартал для каждой службы и участка;

- по устранению неисправности 1 раз в квартал для каждой службы и участка;

2. УТЗ на уровне РНУ

- по оперативному реагированию 1 раз в квартал на одном из объектов в каждом РНУ;

3. КУТЗ на уровне ОСТ

- по оперативному реагированию 1 раз в год в каждом РНУ на одном из объектов РНУ;

4. КПУТЗ

- на объектах ОСТ при проверке объектов ОСТ.

6.7.4 Структура плана ликвидации разливов нефти

Обязанность по организации разработки, переработки Планов ЛРН в ОСТ возложена на ОПБиПК (СПБиПК) ОСТ.

Обязанности по организации разработки, своевременной переработке Планов ЛРН должны быть отражены в положении об ОПБиПК (СПБиПК) и должностных инструкциях работников ОПБиПК (СПБиПК) ОСТ.

Структура Плана ЛРН состоит из следующих разделов, пунктов:

1 Общая часть

1.1 Цель и нормативно-правовая база разработки Плана

1.1.1 Цель и задачи

1.1.2 Руководящие документы