ОВОС ПЛАРН ОАО Ненецкая нефтяная компания

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................................................4
1.
2.
Общие положения ..................................................................................................................5
1.1.
Краткая характеристика компании..............................................................................5
1.2.
Характеристика акватории намечаемой деятельности..............................................5
Характеристика намечаемой деятельности .........................................................................9
2.1.
Технологическая схема оборудования......................................................................11
2.2.
Характеристика нефтепродуктов ..............................................................................12
2.3.
Географические и навигационно-гидрологические характеристики района
намечаемой деятельности .......................................................................................................20
2.4.
3.
Гидрометеорологические и экологические особенности района...........................22
Охрана окружающей среды при осуществлении намечаемой деятельности.................25
3.1.
Зоны приоритетной защиты.......................................................................................25
3.2.
Прогнозирование источников, объемов и площадей разлития нефтепродуктов.
Ситуационные модели наиболее опасных разливов ............................................................27
3.2.1.
Возможные источники ЧС (Н)…………………………………………...................27
3.2.2.
Прогнозирование объемов и площадей разливов нефтепродуктов……………...29
3.2.3.
Ситуационные модели наиболее опасных разливов ...............................................42
3.3.
Алгоритм действий для минимизации воздействия на окружающую среду при
возникновении ЧС(Н)..............................................................................................................43
3.3.1.
Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС(Н) ......................45
3.3.2. Тактика реагирования на разливы нефтепродуктов и мероприятия по
обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей ................56
3.4.
Оценка воздействия на акваторию порта .................................................................61
3.4.1. Общие требования по предотвращению загрязнения акватории морского порта61
3.4.2. Мероприятия по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных
разливов нефтепродуктов .......................................................................................................63
3.4.3. Мероприятия по локализации разливов нефтепродуктов.......................................69
3.4.4. Технологии и способы сбора разлитых нефтепродуктов, и порядок их
применения...............................................................................................................................76
3.4.5.
Оценка ущерба поверхностному водному объекту .................................................84
3.5.
Оценка воздействия на окружающую среду при обращении с отходами в случае
ЧС(Н)………………………………………………………………………………………….86
2
3.5.1. Отходы, прогнозируемые к образованию образующиеся при механическом сборе
с поверхности акватории.........................................................................................................87
3.5.2. Отходы, прогнозируемые к образованию при применении сорбентов..................87
3.5.3. Отходы, прогнозируемые к образованию при зачистке причальной, береговой
полос и суходола......................................................................................................................89
3.5.4. Оценка ущерба при размещении отходов при ЧС(Н) ..............................................89
3.6.
Охрана земель в случае ЧС(Н) ...................................................................................90
3.6.1. Мероприятия по предупреждению загрязнения береговой, причальной полос и
территории суходола ...............................................................................................................90
3.6.2. Мероприятия по ликвидации загрязнения береговой и причальной полосы ........91
3.6.3. Оценка ущерба причиненного почвам.......................................................................94
3.7.
Оценка воздействия на атмосферный воздух ...........................................................97
3.7.1. Оценка массы загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при
испарении и при горении нефтепродуктов (дизельного топлива) ......................................99
3.7.2. Оценка ущерба атмосферному воздуху при ЧС(Н)................................................113
3.8.
Мониторинг окружающей среды .............................................................................117
3.8.1. Организация мониторинга обстановки и окружающей среды, порядок уточнения
обстановки в зоне ЧС(Н).......................................................................................................117
3.8.2. Мониторинг обстановки и окружающей среды......................................................117
3.8.3. Порядок осуществления мониторинга обстановки и окружающей среды ..........119
3.8.4. Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных
территорий и объектов ..........................................................................................................122
Заключение.................................................................................................................................123
Список литературы....................................................................................................................125
ПРИЛОЖЕНИЯ
Договор с АСФ(Н) СПАСФ «Природа» на ликвидацию
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов,
переработку нефтяных шламов, образующихся на объектах
ОАО «ННК»
Паспорт АСФ(Н) СПАСФ «Природа»
Свидетельство АСФ(Н) СПАСФ «Природа» на право ведения
аварийно-спасательных работ в чрезвычайных ситуациях
Лицензия АСФ(Н) СПАСФ «Природа» на осуществление
деятельности по обезвреживанию и размещению отходов I-IV
классов опасности
129
142
144
146
3
4
1. Общие положения
1.1. Краткая характеристика компании
Полное наименование:
компания».
Открытое акционерное общество «Ненецкая нефтяная
Сокращенное наименование: ОАО «ННК».
Юридический и почтовый адреса: 166700,
Россия,
Архангельская
Ненецкий АО, Заполярный район, пос. Искателей, ул. Губкина, д. 3 Б, корпус 3.
область,
Вид деятельности: прием нефтепродуктов из нефтеналивных судов, отпуск
нефтепродуктов, хранение нефтепродуктов в резервуарах, выдача нефтепродуктов
потребителям в автоцистерны, транспортировка нефтепродуктов автоцистернами,
реализация нефтепродуктов через собственную АЗС.
Руководитель: генеральный директор Бодырев Владимир Евгеньевич, тел./факс:
(81853) 2-20-56, доб. 201.
1.2. Характеристика акватории намечаемой деятельности
Филиал нефтебаза ОАО «Ненецкая нефтяная компания» осуществляет прием
нефтепродуктов из нефтеналивных судов, отпуск нефтепродуктов, хранение в резервуарах
основного запаса бензина и дизельного топлива, выдачу нефтепродуктов потребителям в
автоцистерны,
транспортировку
нефтепродуктов
автоцистернами,
реализацию
нефтепродуктов через собственную АЗС. Данные операции компания осуществляет в
пределах акватории морского порта Нарьян-Мар.
Акватория морского порта Нарьян-Мар не является особо охраняемой природной
территорией и не относится к зонам особого природопользования.
Морской порт Нарьян-Мар
Морской порт расположен на реке Печора и реке Амдерминка. Акватория морского
порта включает в себя:
- участок водной поверхности реки Печора и ограничена островами: Поповским,
Екушанским, Урпинской кошкой и береговой линией правого берега реки Большая
Печора, включая Кармановскую Курью и Городецкий Шар;
- морской терминал Амдерма, расположенный на реке Амдерминка в юго-западной
части Карского моря в границах акватории Северного морского пути.
Морской порт является замерзающим, навигация носит сезонный характер.
Границы акватории (рис. 1) и территории морского порта Нарьян - Мар
утверждены Распоряжением Правительства Российской Федерации от 23 апреля 2010 г. N
641-р (в ред. распоряжения Правительства РФ от 23.11.2012 N 2171-р). Акватория
морского порта Нарьян - Мар в реке Печора ограничена береговой линией и прямыми
линиями, соединяющими по порядку точки с координатами:
5
N 1 67°38'47,96" северной широты и 52°59,45,18" восточной долготы;
N 2 67°38'54,00" северной широты и 52°59'21,00" восточной долготы;
N 3 67°39'10,80" северной широты и 53°01'18,00" восточной долготы;
N 4 67°39'36,00" северной широты и 53°02'09,00" восточной долготы;
N 5 67°40'34,20" северной широты и 53°02'19,80" восточной долготы;
N 6 67°41'27,00" северной широты и 53°07'00,00" восточной долготы;
N 7 67°40'45,00" северной широты и 53°07'00,00" восточной долготы;
N 8 67°40'10,20" северной широты и 53°05'00,00" восточной долготы;
N 9 67°40'06,00" северной широты и 53°05'00,00" восточной долготы;
N 10 67°39'27,00" северной широты и 53°02'24,00" восточной долготы;
N 11 67°39'22,20" северной широты и 53°02'24,00" восточной долготы.
Зоной действия Плана ЛАРН является:
- территория промышленных площадок объектов (рис. 2) ОАО «Ненецкая нефтяная
компания» (промышленная площадка нефтебазы, территория АЗС-30);
- локализованная территория (акватория) на которой может произойти разлив
нефтепродуктов при осуществлении их приема по приемному трубопроводу (рис. 2) –
акватория р. Печора, примыкающая к причалу, расположенному рядом с нефтебазой;
- территория (акватория) на которой может произойти разлив нефтепродуктов при
осуществлении их транспортировки автоцистерной на АЗС-30 – мост через реку
Захребетная Курья (рис. 2);
- месторождение им. Требса (рис. 3) (транспортировка осуществляется только в
зимний период времени - по «зимнику»), равная площади загрязнения, на протяжении
всего маршрута движения.;
- маршрут доставки нефтепродуктов от нефтебазы до АЗС-30 (рис. 2).
6
Рис. 1 - Схема акватории морского порта Нарьян-Мар в соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 23 апреля 2010 г. N 641-р
7
- границы возможного разлива нефтепродуктов и попадания их в воду
1 - разгерметизация приемного трубопровода на причале нефтебазы;
2 - разгерметизация автоцистерны на мосту через реку Захребетная Курья.
- маршрут доставки нефтепродуктов автоцистернами от нефтебазы до АЗС.
Рис. 2 – Территория промышленных площадок предприятия (АЗС-30 и нефтебаза) и акватория
возможного разлива нефтепродуктов
8
Месторождение
Нефтебаза
Рис. 3 – Месторождение им. Р. Требса
2. Характеристика намечаемой деятельности
Объект ОАО «Ненецкая нефтебаза» предназначена для приема нефтепродуктов из
нефтеналивных судов, отпуска нефтепродуктов, хранения основного запаса бензина, дизельного
топлива, а также топлива для котельной, выдачи нефтепродуктов потребителям, реализация
нефтепродуктов через АЗС.
Для хранения нефтепродуктов (бензин А-80, Аи-92, дизельное топливо, масла) база имеет
34 типовых вертикальных стальных цилиндрических резервуаров от 100 до 5000 м3, два типовых
горизонтальных цилиндрических резервуара емкостью 60 м3 каждый, и два приемных складских
коллектора – один для бензина и дизельного топлива, второй для масел.
Поступление нефтепродуктов на нефтебазу (рис. 4) производится водным (речным и
морским) транспортом. Для швартовки нефтеналивных судов на реке Б. Печора оборудован
металлический причал (рис. 4), на котором размещено все необходимое оборудование для
приема нефтепродуктов. Причал оборудован стационарным освещением, пожарным инвентарем
и спасательными средствами. Территориально причал расположен на северной части нефтебазы
за земляной насыпью. Все движущиеся части рабочих агрегатов защищены ограждениями.
Ширина причала обеспечивает проезд пожарных машин.
Хранение основного запаса нефтепродуктов организованно на территории резервуарного
парка. Каждый резервуар установлен на песке с откосами из бетона. Резервуары объединены в
группы, где емкости каждой группы (всего 4 группы) отделены друг от друга внутренними
земляными валами (земляное обвалование). Для перехода через обвалование предусмотрены
9
лестницы-переходы. Три наземных резервуара, предназначенные для текущего хранения
бензина, не имеют обвалования.
Схема имеющихся трубопроводов нефтебазы обеспечивает возможность выполнения
основных и вспомогательных операций по перекачке нефтепродуктов. Перекачка бензина
различного сорта и дизельного топлива осуществляется по различным трубопроводам.
Отпуск нефтепродуктов производится на станции налива и с причала. Площадка для
автомобильных цистерн бетонирована и имеет свою канализацию. Подъезд автотранспорта
удобный и безопасный, встречные и пересекающиеся потоки запрещены. Для отпуска
нефтепродуктов в тару предусмотрено помещение – разливочная, которая состоит из трех
отделений, первое и второе для отпуска бензина и дизельного топлива, третье для отпуска масел.
Помещение разливочной оборудовано лотками для сбора проливов, которые очищаются один раз
в день, вентиляция в помещении - естественная. Насосная группа сосредоточена в насосной,
представляющей собой отдельно стоящее одноэтажное здание, проливы нефтепродуктов из
насосной выводятся на очистные сооружения. Помещение насосной оборудовано приточновытяжной вентиляцией.
1
Рис. 4 – Расположение причала (1) вблизи территории нефтебазы
10
2.1.
Технологическая схема оборудования
По функциональному назначению схема разделяется на следующие технологические
блоки:
- водного приема и отпуска нефтепродуктов;
- хранения нефтепродуктов;
- автомобильного налива нефтепродуктов в автоцистерны;
- хранения СНО;
- очистных сооружений.
Блок водного приема и отпуска нефтепродуктов предназначен для перелива
нефтепродуктов из нефтеналивных судов в резервуары для их хранения, а также для перелива из
резервуаров в суда. В состав основного технологического оборудования блока входят:
- береговой приемный коллектор с фланцем (Ду 150, L = 4м);
- резинотканевый рукав (Ду 100, L= 9м);
- три стационарных насоса (5НД200, ЦСП57, АСЦЛ 20-24А);
- береговой коллектор выдачи (Ду 150, L= 4м);
- ручные задвижки.
Блок хранения нефтепродуктов предназначен для хранения нефтепродуктов в
резервуарах. В состав основного технологического оборудования блока входят:
- 34 типовых вертикальных стальных цилиндрических резервуара вместимостью от 100 до
3
5000 м со стационарной крышей, в том числе РВС 5000 – 4 шт., РВС 1000 – 3 шт., РВС 700 – 11
шт., РВС 400 – 2 шт., РВС 200 – 1 шт., РВС 100 – 11 шт.;
- 2 типовых горизонтальных стальных цилиндрических резервуара вместимостью 60 м3
каждый;
- 2 приемных складских коллектора: один (Ду 200, L = 3 м) – для бензинов и дизельного
топлива, второй (Ду 200, L = 1,5 м) – для масел.
Блок автомобильного налива
нефтепродуктов предназначен для налива
нефтепродуктов в автоцистерны и тару. В состав основного технологического оборудования
блока входят:
- 6 наливных стояков с ручным управлением, оснащенных заправочными рукавами (Ду
100, L= 2м), предназначенных для налива бензинов и дизельного топлива в автоцистерны.
Наливные стояки оснащены счетчиками для определения количества отпускаемого
нефтепродукта;
- 4 устройства для отпуска бензинов и дизельного топлива в тару, оснащенных
заправочными рукавами.
- 3 устройства для отпуска масел в тару и автоцистерны аналогичной конструкции;
- насосы марок ВКС 2/26 (4 шт.), АСЦЛ 20-24 А (6 шт.), РЗ – 60 (1 шт.) для подачи
бензинов и дизельного топлива к наливным стоякам и раздаточным устройствам;
- насосы марок Ш-20 (2 шт.), Ш-80 (1 шт.) для подачи масел к раздаточным устройствам;
- задвижки с электрическими проводами с включением по месту, установленные на
всасывающих и нагнетающих трубопроводах к насосам.
Блок хранения СНО (смеси отработанных нефтепродуктов) предназначен для приема,
хранения СНО. В состав основного технологического оборудования блока входят:
11
- 3 типовых горизонтальных стальных цилиндрических резервуара, из них два –
вместимостью 25 м3 каждый и один – вместимостью 5 м3, предназначенных для приема СНО и
его кратковременного (до суток) хранения;
- насос марки РЗ-60, предназначенный ля перекачки СНО в резервуары для хранения;
- 2 типовых вертикальных стальных цилиндрических резервуара вместимостью 100 м3
каждый, предназначенных для хранения СНО или дизельного топлива и выдачи его по мере
необходимости в котельную. Каждый резервуар оснащен дыхательным и предохранительным
клапаном;
- блок ручных задвижек.
Блоки связаны между собой технологическими трубопроводами, проложенными под
землей на глубине 2 метра и оснащенными тепловым паро-спутником. Схема трубопроводов
нефтебазы обеспечивает возможность выполнения основных и вспомогательных операций по
перекачке нефтепродуктов. Перекачка бензинов различного сорта и дизельного топлива
осуществляется по раздельным трубопроводам. Диаметр трубопроводов, проложенных от пирса
до резервуаров, составляют 150 мм, от резервуаров до насосов – 100 мм, от насосов до
раздаточных устройств – 80 мм. Давления в трубопроводах находится в диапазоне от 0,2 до 0,25
МПа.
Блоки отделены друг от друга ручными задвижками, установленными на технологических
трубопроводах расположенными в бетонированных колодцах, закрытых крышками.
Блок очистных сооружений предназначен для очистки нефтесодержащих сточных вод.
В состав основного технологического оборудования блока входят:
- подземный резервуар-отстойник вместимостью 200 м3;
- подземный резервуар вместимостью 50 м3, предназначенный для сбора СНО;
- насос марки Ш-20, предназначенный для перекачки СНО в специализированные
машины.
Резервуары представляют собой бетонированные емкости, оснащенные дыхательными
клапанами. Резервуары связаны между собой технологическим трубопроводом.
2.2.
Характеристика нефтепродуктов
Филиал нефтебаза ОАО «Ненецкая нефтяная компания» осуществляет прием
нефтепродуктов из нефтеналивных судов, отпуск нефтепродуктов, хранение нефтепродуктов в
резервуарах, выдачу нефтепродуктов потребителям в автоцистерны, транспортировку
нефтепродуктов автоцистернами.
Физико–химические свойства нефтепродуктов
На объектах ОАО «ННК» обращаются следующие опасные вещества:
• Бензин неэтилированный Нормаль-80;
• Бензин неэтилированный Регулятор-92;
• Дизельное топливо „3-0,2-35”.
Характеристика наиболее опасных веществ представлена в таблицах 1 и 2.
12
Таблица 1 – Характеристика бензина
№ п/п
Наименование параметра
Параметр
1
2
3
1
Наименование вещества
1.1
Химическое
Бензиновая фракция
1.2
Торговое
Бензин
2.1
Эмпирическая
Сложная смесь углеводородов
2.2
Структурная
3
Состав, %
3.1
Фракционный состав
4
Общие данные
4.1
Молекулярный вес средний
100
4.2
Температура кипения, °С, (при давлении 101
кПа)
167
4.3
Плотность при 20°С, кг/м3
700-780
5
Данные о взрывопожароопасности
5.1
Температура вспышки, °С
минус 39-минус 27
5.2
Температура самовоспламенения, °С
255
Температура воспламенения, °С
От внешнего источника
5.3
Пределы взрываемости, % об.
0,76-5
6
Данные о токсической опасности
Относится к IV классу
6.1
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
7000
6.2
ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3
50 (ОБУВ)
6.3
Летальная токсодоза, LCL50
Нет данных
6.4
Пороговая токсодоза, PCL50
Нет данных
7
Реакционная способность
В рабочих условиях в химические реакции не
вступает
8
Запах
Характерный запах нефтепродуктов
9
Коррозионное воздействие
Практически не вызывает коррозию
10
Меры предосторожности
Процессы,
связанные
с
производством,
хранением, перекачиванием бензина, должны
осуществляться в герметичных системах
оборудования и трубопроводов, исключающих
13
№ п/п
Наименование параметра
Параметр
1
2
3
пропуски и попадание паров бензина в воздух
рабочей зоны, на кожные покровы человека, в
атмосферный воздух. Пары бензина могут
скапливаться в низких и непроветриваемых
местах, поэтому в них необходимо работать в
противогазах. Соблюдать требования правил
защиты от статического электричества. При
ремонтных
работах
применять
искробезопасный
иструмент.
Соблюдать
правила при ведении огневых работ. Работы
должны
производиться
в
спецодежде,
спецобуви,
в
рукавицах
(перчатках),
противогазе, защитных очках. При чистке
резервуаров, при ликвидации аварийных
ситуаций применять шланговые изолирующие
противогазы (ПШ-1, ПШ-2, аппараты сжатого
воздуха АСВ-2). По графику осуществлять
контроль за состоянием воздушной среды в
рабочей зоне производственных помещений и
на территории
11
Информация о воздействии на человека
12
Средства защиты
13
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
14
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Бензин по степени воздействия на организм
человека относится к веществам 4-го класса
опасности. Пары нефтепродуктов опасны при
вдыхании, вызывают раздражение слизистых
оболочек и кожи. При поражении парами
углеводородного
топлива
возможно
головокружение,
чувство
опьянения,
расстройство
координации
движений,
понижение температуры тела, замедление
пульса, тошнота, першение в горле, кашель,
резь в глазах, сухость, зуд и покраснение кожи.
Спецодежда, спецобувь, защитные рукавицы
(перчатки), очки, фильтрующие противогазы
марки БКФ. При содержании кислорода в
рабочей зоне менее 18% об. и вредных веществ
более 0,5% об. применять шланговые
противогазы ПШ-1, ПШ-2, аппараты воздушные
АСВ-2
При разливе бензина в помещении необходимо
собрать его, место разлива промыть горячей
водой, протереть ветошью. При разливе на
открытой площадке место разлива засыпать
песком с последующим его удалением.
При
отравлении
парами
пострадавшего
надлежит немедленно вывести (или вынести) на
свежий воздух, освободить от стесняющей
14
№ п/п
Наименование параметра
Параметр
1
2
3
одежды (расстегнуть ворот, пояс, брюки, юбку).
В холодное время года, важным является так же
согревание пострадавшего. При этом надо
хорошо растереть конечности, что бы вызвать
усиленную циркуляцию крови.
При потере
сознания, остановке или
ослаблении дыхания необходимо немедленно
вызвать врача. До прибытия врача следует
обеспечивать вдыхание кислорода, паров
нашатырного
спирта,
производить
искусственное дыхание на свежем воздухе. При
необходимости
пострадавшего
следует
направить с сопровождающим в лечебное
учреждение.
Таблица 2 – Характеристика дизельного топлива
№
Наименование параметра
Параметр
2
3
п/п
1
1
Наименование вещества
1.1
Химическое
Дизельная фракция
1.2
Торговое
Дизельное топливо
2
Формула
-
2.1
Эмпирическая
Сложная смесь углеводородов
2.2
Структурная
-
3
Состав, %
-
3.1
Фракционный состав
-
Температура начала
перегонки, °С, не ниже
36-44
Температура конца
кипения, °С, не выше
167
Выход, %, не менее
96
Вязкость кинематическая
при 200°С, не ниже
-
3.2
Примеси
15
№
Наименование параметра
Параметр
2
3
п/п
1
Вода
следы
Массовая доля
меркаптановой серы, %
-
4
Общие данные
5.1
Молекулярный вес средний
377
5.2
Температура кипения, °С,
(при давлении 101 кПа)
38
5.3
Плотность при 20°С, кг/м3
800-855
6
Данные о
взрывопожароопасности
6.1
Температура вспышки, °С
35-40
6.2
Температура
самовоспламенения, °С
300-310
6.3
Пределы взрываемости, %
об.
39-112
7
Данные о токсической
опасности
7.1
ПДК в воздухе рабочей
зоны, мг/м3
300
7.2
ПДК в атмосферном
воздухе, мг/м3
1-60
7.3
Летальная токсодоза, LCL50
Нет данных
7.4
Пороговая токсодоза, PCL50
Нет данных
8
Реакционная способность
При обычных температурах дизельное топливо химически
инертен. При высокой температуре – сгорает, образуя
углекислый газ и воду. Пары дизельного топлива в
определенных концентрациях с воздухом образуют
взрывоопасные смеси
9
Запах
10
Коррозионное воздействие
11
Меры предосторожности
Обладает специфическим запахом нефтепродукта
Вызывает коррозию металла в зависимости от содержания
сероводорода
Процессы, связанные с производством, хранением,
перекачиванием
дизельного
топлива,
должны
осуществляться в герметичных системах оборудования и
трубопроводов, исключающих пропуски и попадание
16
№
Наименование параметра
Параметр
2
3
п/п
1
паров дизельного топлива в воздух рабочей зоны, на
кожные покровы человека, в атмосферный воздух. Пары
дизельного топлива могут скапливаться в низких и
непроветриваемых местах, поэтому в них необходимо
работать в противогазах. Соблюдать требования правил
защиты от статического электричества. При ремонтных
работах
применять
искробезопасный
инструмент.
Соблюдать правила при ведении огневых работ. Работы
должны производиться в спецодежде, спецобуви, в
рукавицах (перчатках), противогазе, защитных очках. При
чистке резервуаров, при ликвидации аварийных ситуаций
применять шланговые изолирующие противогазы (ПШ-1,
ПШ-2, аппараты сжатого воздуха АСВ-2). По графику
осуществлять контроль за состоянием воздушной среды в
рабочей зоне производственных помещений и на
территории
12
Информация о воздействии
на человека
Дизельное топливо по степени воздействия на организм
человека относится к веществам 4-го класса опасности.
Пары нефтепродуктов опасны при вдыхании, вызывают
раздражение слизистых оболочек и кожи. При поражении
парами
углеводородного
топлива
возможно
головокружение,
чувство
опьянения,
расстройство
координации движений, понижение температуры тела,
замедление пульса, тошнота, першение в горле, кашель,
резь в глазах, сухость, зуд и покраснение кожи.
13
Средства защиты
Спецодежда, спецобувь, защитные рукавицы (перчатки),
очки, фильтрующие противогазы марки БКФ. При
содержании кислорода в рабочей зоне менее 18% об. и
вредных веществ более 0,5% об. применять шланговые
противогазы ПШ-1, ПШ-2, аппараты воздушные АСВ-2
14
15
Методы перевода вещества
в безвредное состояние
Меры первой помощи
пострадавшим от
воздействия вещества
При разливе дизельного топлива в помещении необходимо
собрать его, место разлива промыть горячей водой,
протереть ветошью. При разливе на открытой площадке
место разлива засыпать песком с последующим его
удалением
При отравлении парами пострадавшего надлежит
немедленно вывести (или вынести) на свежий воздух,
освободить от стесняющей одежды (расстегнуть ворот,
пояс, брюки, юбку). В холодное время года, важным
является так же согревание пострадавшего. При этом надо
хорошо растереть конечности, что бы вызвать усиленную
циркуляцию крови.
При потере сознания, остановке или ослаблении дыхания
необходимо немедленно вызвать врача. До прибытия врача
следует обеспечивать вдыхание кислорода, паров
17
№
Наименование параметра
Параметр
2
3
п/п
1
нашатырного спирта, производить искусственное дыхание
на свежем воздухе. При необходимости пострадавшего
следует направить с сопровождающим в лечебное
учреждение.
Продолжение таблицы 2 – Характеристика топлива для реактивных двигателей марки ТС-1
№№
Наименование
п/п
параметра
1
2
1
Наименование
вещества:
1.1.
1.2.
Химическое
ТОРГОВОЕ
Параметр
3
Топливо для реактивных двигателей
Топливо для реактивных двигателей марки ТС-1
ГОСТ 10227-86
2.
Формула
2.1.
Эмпирическая
-
2.2.
Структурная
-
3.
Состав
3.1.
Основной продукт,
% масс.
Представляет собой смесь углеводородов, выкипающих при
температуре 130-280 о С
Механические примеси отсутствуют
массовая доля общей серы, % не более 0,2
3.2.
Примеси
зольность , % не более 0,003
массовая доля меркаптановой серы , % не более 0,003
4.
Общие данные
4.1.
Молекулярная
масса
4.2.
140
Температура
кипения, 0С (при
давлении 101 кПа)
- 10% перегоняется
при
температуре, не
165
195
18
выше
-50% перегоняется
при
230
250
температуре, не
выше
4.3.
- 90% перегоняется
при
780
температуре, не
выше
- конец кипения, не
выше
Плотность при 20
°С,
КГ/М3
5.
Данные о
пожаровзрыво-
5.1.
5.2.
5.3.
опасности
Температура
вспышки в
открытом тигле, 0С
28
Температура
самовоспла-
-220
менения, 0С
Пределы
взрываемости:
-температурные
пределы
взрываемости с
воздухом
25 – 65
(1,5-8) % об.
-концентрационные
пределы
взрываемости с
воздухом
6.
6.1.
6.2.
Данные о
токсической
опасности
ПДК в воздухе
рабочей зоны
4 класс опасности
300
-
6.3.
ПДК в
19
6.4.
атмосферном
воздухе
-
Летальная
токсодоза
Пороговая
токсодоза
7.
Реакционная
способность
Пары могут образовать взрывоопасные смеси с окислителями,
например, с кислородом воздуха
8.
Запах
Запах топлива зависит от его состава и степени очистки
9.
Коррозионное
воздействие
10.
Меры
предосторожности
11.
Информация о
воздействии на
людей
12.
Средства защиты
Применение индивидуальных средств защиты
13.
Методы перевода
вещества в
безвредное
состояние
Химическое окисление, биоразложение.
14.
Методы первой
помощи
пострадавшим от
воздействия
Свежий воздух, покой, тепло, освобождение от стесняющей одежды.
Успокаивающие и седативные средства (настойка валерианы,
седуксен и др.).
При потере сознания придать горизонтальное положение, с
приподнятой головой, дать вдыхать нашатырный спирт.
Оборудование и аппараты производственных процессов должны быть
герметизированы. Помещения должны быть снабжены приточновытяжной вентиляцией. Запрещается обращение с открытым огнем,
искусственное освещение должно быть во взрывопожаробезопасном
исполнении. Не допускается использование инструментов, дающих
при ударе искру. Соблюдать правила личной гигиены.
. Наркотик. Вызывает головную боль, головокружение, учащенное
сердцебиение, вялость, раздражительность, мышечную слабость,
психическое возбуждение, тошноту. Воздействует на слизистую
оболочку носа, горла, глаз, вызывает сухость кожи.
При ослаблении и остановке дыхания - делать искусственное
дыхание. При попадании внутрь дать 2-3 ложки вазелинового масла и
промывать желудок. При раздражении слизистых оболочек глаз промывать 2% раствором соды или чистой водой. При попадании на
открытые участки тела - промыть кожу теплой мыльной водой.
2.3.
Географические и навигационно-гидрологические характеристики
района намечаемой деятельности
Филиал нефтебаза ОАО «Ненецкая нефтяная компания» расположен в Ненецком
автономном округе. Ненецкий автономный округ расположен на севере Восточно-европейской
равнины, большая часть расположена за Полярным кругом. Включает острова Колгуев и Вайгач,
20
полуостров Канин. Омывается Белым, Баренцевым, Печорским и Карским морями Северного
Ледовитого океана.
На юге округ граничит с Республикой Коми, на юго-западе — с Архангельской областью,
на северо-востоке — с Ямало-Ненецким автономным округом.
Территория округа вместе с островами Колгуев и Вайгач составляет 176,81 тыс. км2
(1,05% территории России).
Нефтебаза расположена на берегу реки Печора.
Печора — река в Республике Коми и Ненецком автономном округе Российской
Федерации. Длина 1809 км, площадь бассейна 322 тыс. км².
Берёт река начало на Северном Урале, в юго-восточной части Республики Коми, и течет
преимущественно на юго-запад. От истока до устья реки Уньи Печора имеет горный характер. У
посёлка Якши (после впадения реки Волостница) поворачивает на север и течёт по Печорской
низменности до Усть-Усы. После устья реки Усы поворачивает на запад, образуя широкое
колено с двумя большими излучинами. Ширина русла здесь достигает 2 км, в долине появляются
обширные пойменные луга. В районе Усть-Цильмы (после впадения рек Пижмы и Цильмы)
Печора снова поворачивает на север, на этом участке её широкая пойма изрезана
многочисленными протоками («шарами») и старицами.
Примерно в 130 км от устья Печора делится на два рукава — восточный (Большая Печора)
и западный (Малая Печора). Ниже, в районе Нарьян-Мара, река образует дельту шириной около
45 км и впадает в Печорскую губу Печорского моря.
Сгонно-нагонные течения распространяются на юг до села Ищим.
Питание смешанное, с преобладанием снегового. Половодье начинается в конце апреля —
начале мая, максимум — в середине мая в среднем течении и низовьях вплоть до первых чисел
июня. Летом и зимой — межень. Летняя межень — с середины июля по август, часто
прерывается дождевыми паводками. Средний расход воды в устье 4100 м³/с. Замерзает в конце
октября; вскрытие происходит с верховьев и сопровождается заторами льда.
Регулярное судоходство возможно до Троицко-Печорска, весной и осенью — до УстьУньи. Морские суда поднимаются вверх по течению до Нарьян-Мара (110 км от устья).
Основные притоки — Унья, Северная Мылва, Лемъю, Кожва, Лыжа, Ижма, Пижма,Вель,
Цильма, Сула(левые); Илыч, Щугор, Уса, Ёрса, Лая, Шапкина (правые).
По характеру речной долины и водному режиму Печора делится на три части: — верхняя
Печора — от истока до впадения р. Волосницы; средняя Печора — от р. Волосницы до УстьУсы; нижняя — от Усть-Усы до устья Печоры.
Верхняя Печора течет среди крутых обрывистых берегов, поросших еловым и пихтовым
лесом. Течение быстрое, долина узкая, русло изобилует порогами и перекатами.
Ниже впадения р. Уньи Печора выходит на равнину, течение становится более
спокойным, изредка встречаются перекаты.
Средняя Печора течет почти в меридиональном направлении. Здесь ее долина достигает
10—12 км. Широкая пойма покрыта лесами, иногда лугами с зарослями древовидной ивы. На
плесах глубина достигает 4—5 м, падая на перекатах до 1—2 м.
Нижняя Печора отличается неустойчивым руслом, распадается на отдельные протоки,
образуя многочисленные острова. Широкая пойма покрыта заболоченными лугами, ивовыми
кустами и древовидными ивами. Местами на песчаных буграх попадаются сосновые боры.
Средние глубины на перекатах и плесах 1—1,5 м, в среднем течении — 5—6 м и в нижнем — до
10 м.
21
В 130 км от моря Печора делится на два рукава: восточный — Большая Печора и
западный — Малая Печора, сливающиеся затем вместе. Ниже она распадается на несколько
рукавов, образуя дельту шириной около 45 км. Дельта постепенно суживается до 30 км и
переходит в Печорскую губу Баренцева моря.
Водная растительность развита в реке слабо. Грунты в верховьях преимущественно
каменистые и песчаные, в низовьях илисто-песчаные.
В верхнем течении Печора вскрывается в первой половине мая, в низовьях — в конце мая
— начале июня. Замерзает в ноябре.
При транспортировании нефтепродуктов по технологическим трубопроводам на
нефтеналивные причалы в баржи возможно их попадание в водотоки:
Название реки
Ширина в месте пересечения, м
Скорость течения, м/с
Печора
1000
0,7
2.4. Гидрометеорологические и экологические особенности района
Климат умеренно-континентальный, с длительной зимой и коротким нежарким летом.
Город находится в зоне вечной мерзлоты, в декабре-феврале полярная ночь. Зима сравнительно
мягкая для полярных широт вследствие влияния Баренцева моря, однако весна и осень,
длительные и холодные, а лето прохладное. Среднесуточная температура переходит через ноль
только в мае, и снова переходит за ноль уже в начале октября. Летом длится полярный день,
однако всё равно лето холодное, средняя его температура всего 13 градусов (табл. 3, табл. 4).
Таблица 3 - Климат Нарьян-Мара
Показатель
Янв
Фев
Мар Апр. Май Июн Июл Авг. Сен Окт
Ноя
Дек
Год
Абсолютный максимум, °C
4,7
2,8
7,9
33,9
Средний максимум, °C
−13,9 −12,8 −6,3
14,2
27,8
33,4 33,9 33,1 23,9 17,2
6,3
6,8
−2,4
4,0
13,7 18,5 14,5 9,0
0,6
−6,6
−10,1 0,6
Средняя температура, °C
−18,2 −16,9 −10,6 −7,2
0,0
8,4
13,1 10,2 5,6
−2
−10
−14
Средний минимум, °C
−23
−3,3
4,3
8,8
−4,7
−13,7 −18,2 −7,4
Абсолютный минимум, °C
−47,4 −46,5 −45,4 −36,3 −23,7 −7,2 0,2
−4,3 −7,8 −26,4 −40,2 −47,6 −47,6
Норма осадков, мм
26
63
−21,4 −15,2 −12
22
24
28
34
41
49
6,8
2,7
52
46
38
−3,5
33
22
Таблица 4 – Температура воздуха
Месяц
Абсолют.
минимум
январь
Средний
минимум
Средняя
Средний Абсолют.
максимум максимум
-47.4 (1999) -23.0
-18.2
-13.9
4.7 (1930)
февраль
-46.0 (1991) -21.4
-16.9
-12.8
2.8 (1997)
март
-45.4 (1964) -15.2
-10.6
-6.3
7.9 (2008)
апрель
-36.3 (1987) -12.0
-7.2
-2.4
14.2 (1995)
май
-23.7 (1964) -3.3
0.
4.0
27.8 (1991)
июнь
-7.2 (1930) 4.3
8.4
13.7
33.4 (1945)
июль
0.0 (1997)
8.8
13.1
18.5
33.9 (1990)
август
-4.3 (1986) 6.8
10.2
14.5
33.1 (1940)
сентябрь
-7.5 (1970) 2.7
5.6
9.0
23.9 (1965)
октябрь
-26.4 (1988) -4.7
-2.0
0.6
17.2 (1974)
ноябрь
-40.0 (1949) -13.7
-10.0
-6.6
6.3 (1967)
декабрь
-47.6 (1978) -18.2
-14.0
-10.1
6.8 (1929)
год
-47.0 (1978) -7.4
-3.5
0.6
33.9 (1990)
Таблица 5 – Влажность воздуха, %
янв фев мар апр май июн июл авг сен окт ноя дек год
83
83
82
79
78
73
75
83
86
88
88
85
82
Таблица 6 – Снежный покров
месяц
сен окт ноя дек янв фев мар апр май июн
число дней
1
19
30
31
31
28
31
30
22
1
высота (см)
0
5
17
32
44
52
59
55
21
0
24
49
64
75
83
93
93
89
43
макс.высота (см) 5
23
НАО относится к территориям Крайнего Севера, большая его часть расположена севернее
полярного круга, поэтому природные условия обусловлены, прежде всего, его географическим
положением – нахождением в холодном арктическом поясе. Многолетнемерзлые породы
занимают почти всю центральную и северо-восточную части округа. Почвы на территории
округа слабогумусированные и характеризуются низким плодородием. Площадь лесного массива
НАО составляет 127 га. Однако из всех заполярных территорий России округ имеет наиболее
выгодное географическое положение, т.к. находится ближе всех к европейской части страны,
характеризующейся высоким человеческим потенциалом, инфраструктурной обеспеченностью,
динамично развивающимся промышленным комплексом.
Ненецкий автономный округ располагает богатейшими запасами полезных ископаемых,
имеющих огромное стратегическое значение для страны. В первую очередь – это нефтяные
месторождения. Потенциал шельфа Баренцева моря составляет с Тимано-Печорской провинцией
единую суперпровинцию, являющуюся уникальной базой углеводородного сырья.
Немаловажное значение для развития региона имеет высокая степень изученности
нефтегазоносных площадей и в то же время низкая степень их выработанности, их достаточно
компактное размещение и близость к европейским рынкам сбыта, а также хорошие физикохимические свойства нефти. Все вышеуказанное существенно повышает конкурентоспособность
округа.
Опасные метеорологические явления. Особенности климата территории изучения
определяются ее географическим положением. Климат формируется, преимущественно, под
воздействием арктических и, в меньшей степени, атлантических масс воздуха. С продвижением
вглубь материка и с запада на восток увеличивается его континентальность. Частая смена
воздушных масс, перемещение фронтов и связанных с ними циклонов обусловливают
неустойчивую погоду. Ненецкий автономный округ расположен в зоне с отрицательным
годовым температурным балансом. Ветровой режим НАО зависит от характера циклонической
деятельности в различное время года. Вся территория округа расположена в зоне избыточного
увлажнения.
Опасные геологические процессы. Преобладающая часть территории округа находится в
пределах распространения многолетнемерзлых пород. По геокриологическим условиям эта
территория неоднородна и делится на две зоны: северную (практически сплошного
распространения многолетнемерзлых пород) и южную (не сплошного распространения
многолетнемерзлых пород). Сплошное распространение прерывается небольшим числом
таликов, приуроченных к руслам рек, реже к поймам крупных и средних рек, а также не
промерзающими озерам. Температура мерзлых толщ понижается от минус 2,5-3 о С на южной и
западной границах зоны до минус 4-5оС на северо-восточной ее периферии. Мощность
сезонного протаивания невелика (0,5-1,5м) и постепенно уменьшается к северу. В южной зоне
распространение многолетнемерзлых пород изменяется от слабоприрывистого до
редкоостровного. Температура пород постепенно повышается к югу от минус 2 до 0 оС.
По берегам рек, озер, морскому побережью, на площадях распространения морских,
озерно-аллювиальных и аллювиальных льдистых песков и супесей развита термоэрозия.
Основные проявления процесса – термоэрозионные овраги.
Почти все морское побережье от п-ова Канин до Югорского п-ова подвержено
термоабразии. По степени опасности процесса большая часть характеризуется как территория с
развитием незначительно и малоопасного процесса, отдельные участки западного побережья
полуострова Канин, Тиманского берега, пролива Югорский шар характеризуются как территории
с развитием опасного процесса.
24
На крутых береговых откосах Югорского п-ова развивается комплекс склоновых
процессов - осыпания, делювиального смыва и др. В прибрежной зоне широко распространены
овраги и термоцирки, привязанные к береговому уступу. Термоцирки развиваются в результате
вытаивания пластовых льдов, что приводит к образованию обширных понижений. Грязевыми
потоками из термоцирков в море выносится песчаный и глинистый материал. На склонах
термоцирков активно развивается солифлюкция и криогенные оползни, в значительной степени
преобразующие поверхность склонов.
Стихийным бедствиям метеорологического характера подвержена практически вся
территория НАО, потери могут быть значительны и приводят к нарушению жизнедеятельности
населения округа. Природные пожары, серьезная проблема для НАО. Пожары наносят ущерб
лесному хозяйству округа, угрожают и населенным пунктам. Неразвитость транспортной сети на
территории округа не позволяет использовать инженерную технику в местах возникновения
лесотундровых пожаров, а возможности используемой авиационной техники ограничены.
Серьезную угрозу для населения и территорий представляют собой весенние паводки на
реках, которые могут быть источником ЧС территориального и регионального масштаба.
ЧС техногенного характера. Основной отраслью промышленности в округе являются
добыча, хранение, транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа.
Ненецкий автономный округ, требует особого внимания и подходов в вопросах защиты
его населения, территорий и экономического потенциала от ЧС.
Магистральные нефтепроводы создают риск возникновения ЧС, связанных с аварийными
разливами нефти и нефтепродуктов. Часть трасс трубопроводов проходит по труднодоступным
районам со сложными природно-климатическими условиями (значительные перепады
температур, заболоченность территории, пониженная инженерно-геологическая устойчивость
грунтов).
На территории округа расположены опасные производственные объекты, на которых
могут возникнуть ЧС техногенного характера различного уровня.
Основные угрозы возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного характера на
потенциально опасных объектах связаны с износом основных производственных фондов.
Сейсмичность. В соответствии со СНиП II-7-81* «Строительство в сейсмических
районах» и ОСР-97 вся территория НАО относится к несейсмичным районам с сейсмической
интенсивностью не более 6 баллов.
Экологические особенности. Экологические особенности в зоне действия Плана ЛРН
(особо охраняемые природные территории, природные, культурные, исторические объекты с
особым правовым статусом) отсутствуют.
3. Охрана окружающей среды при осуществлении намечаемой
деятельности
3.1. Зоны приоритетной защиты
Организации, при планировании своей деятельности на акватории порта обязаны
определить зону загрязнения в случае ЧС (Н) (далее – зона загрязнения).
Зона загрязнения при разливе нефтепродуктов во время приема и транспортировки
нефтепродуктов на акватории порта, определена ПЛАРН на основании:
25
− результатов расчетов максимально возможных объемов РН и площадей загрязнения
акватории с учетом площади растекания и направления дрейфа нефтяного пятна под
воздействием внешних факторов;
− с учетом загрязнения береговой черты и прилегающей к источнику разлива территории;
− негативных последствий возможного РН;
− результатов оценки границ зон ЧС(Н) с учетом неблагоприятных гидрометеорологических
условий, времени года, суток, рельефа местности, экологических особенностей и
характера использования акватории;
− результатов оценки риска РН.
Зоной действия Плана ЛАРН является территория промышленных площадок объектов
ОАО «Ненецкая нефтяная компания» (промышленная площадка нефтебазы, территория АЗС-30),
локализованная территория (акватория) на которой может произойти разлив нефтепродуктов при
осуществлении их приема по приемному трубопроводу, территория (акватория) на которой
может произойти разлив нефтепродуктов при осуществлении их транспортировки автоцистерной
на АЗС-30 и месторождение им. Требса (транспортировка осуществляется только в зимний
период времени-по «зимнику»), равная площади загрязнения, на протяжении всего маршрута
движения.
Зона приоритетной защиты в данном случае совпадает с зоной действия Плана ЛАРН.
Графически зона действия Плана ЛАРН представлена на рис. 2 в разделе 1.2.
В пределах зоны загрязнения, судовладельцы, юридические лица, осуществляющие свою
деятельность на акватории порта обязаны обеспечить мероприятия по ЛЧС(Н), независимо от
источника, времени разлива и места последующего нахождения разлитой нефти и
нефтепродуктов [25].
ОАО «ННК» проводит комплекс превентивных, организационных и технических
мероприятий направленных на предупреждение ЛЧС(Н) и охрану окружающей среды.
Ликвидация загрязнений территорий и водных объектов, готовность ОАО «ННК» к
ликвидации ЛЧС(Н) оценена по способности локализации и ликвидации максимального разлива
нефтепродуктов и ликвидации загрязнения береговой и причальной полосы в соответствии с
критериями Приказа [25].
Обеспечение постоянной готовности сил и средств Организации к ликвидации РН
определяется:
− наличием договора на ликвидацию ЧС(Н) с профессиональными АСФ(Н);
− обученностью персонала правилам противопожарной безопасности, прохождением
вводного и периодических инструктажей по правилам противопожарной безопасности и
правилам обеспечения безопасности при проведении приема и отпуска нефтепродуктов;
− наличием в максимально доступных местах и в готовности к немедленному применению
исправного и в достаточном количестве пожарного инвентаря и оборудования по ЛРН.
В ПЛАРН ОАО «ННК»:
− спланированы мероприятия по предупреждению, локализации и ликвидации ЧС(Н);
− определен достаточный состав сил и средств для ликвидации ЧС(Н);
− отработана организация взаимодействия сил и средств привлекаемых организаций и
собственных сил и средств ОАО «ННК»;
− постоянное руководство и контроль планирования и выполнения мероприятий по ЛЧС(Н)
осуществляется объектовой КЧС и ОПБ Организации.
26
− деятельность ОАО «ННК» в области предупреждения ЧС, пожарной безопасности и
охраны окружающей среды - регламентирована отраслевыми и внутренними
документами;
− заключены договоры на локализацию и ликвидацию ЧС(Н) с аттестованными АСФ(Н);
− ОАО «ННК» заключен договор страхования гражданской ответственности за причинение
вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в
результате аварии;
− для обеспечения постоянной готовности сил и средств к эффективному проведению работ
по ЛРН в уставленные графиком сроки проводятся учебно-тренировочные занятия с
отработкой практических навыков;
− запасы материалов, инструмента, инвентаря, приспособлений и прочих средств ЛРН
пополняются до необходимого уровня после каждого использования.
3.2. Прогнозирование источников, объемов и площадей разлития
нефтепродуктов. Ситуационные модели наиболее опасных разливов
3.2.1. Возможные источники ЧС (Н)
План является планом регионального значения. Срок действия Плана - 5 лет.
Источниками возможного возникновения аварийных ситуаций на нефтебазе, которые
могут повлечь за собой аварийные разливы нефтепродуктов, являются все элементы
технологического оборудования опасного производственного объекта. К наиболее опасным
источникам утечки нефтепродуктов можно отнести:
− резервуары хранения нефтепродуктов;
− нефтеналивные баржи;
− приемный трубопровод;
− автоцистерны;
− запорная арматура, фланцевые соединения.
Исходя из особенностей технологического процесса, на нефтебазе возможными
причинами и факторами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть:
1.Отказы (неполадки) оборудования:
− физический износ, механические повреждения;
− отказы приборов КИПиА;
− коррозия металла внешних, внутренних стенок и днища резервуара, внутренняя
коррозия металла, коррозия металла стенок нефтепровода.
2. Ошибочные действия персонала:
− несоблюдение правил технической эксплуатации;
− ошибки при проведении ремонтных, профилактических и других работ, связанных с
неустойчивыми переходными режимами.
3. Внешнее воздействие природного и техногенного характера.
4. Противоправные действия людей, приводящие к умышленному созданию аварийной
ситуации.
При разработке возможных сценариев возникновения и развития аварий в
технологической системе, при моделировании физических процессов, протекающих при
возникновении аварийных ситуаций, учитывались следующие явления:
− испарение жидкости из пролива;
− истечение из отверстия в резервуаре;
− растекание жидкости при квазимгновенном разрушении резервуара;
27
− образование паровоздушного облака;
− взрыв паровоздушной смеси в резервуаре или в производственном помещении;
− факельное горение струи жидкости;
− вскипание и выброс горящей жидкости при пожаре.
При этом производилась оценка следующих параметров:
− масса горючих веществ, поступающих в окружающее пространство в результате
возникновения аварийной ситуации;
− максимальные размеры взрывоопасных зон;
− избыточное давление в ударной волне при взрыве резервуара с перегретым
нефтепродуктом в очаге пожара;
− интенсивность теплового излучения;
− разлет осколков при взрывном разрушении технологического оборудования.
В данном проекте рассматриваются аварии, приводящие к аварийному разливу
нефтепродуктов при следующих обстоятельствах:
− нарушение герметичности технологического трубопровода;
− разгерметизация резервуара с нефтепродуктом;
− квазимгновенном разрушение резервуара с нефтепродуктами;
− нарушение герметичности автоцистерны с нефтепродуктами;
− квазимгновенном разрушение автоцистерны при сливе нефтепродуктов;
− переполнение автоцистерны при наливе нефтепродуктов;
− нарушение герметичности стояка автоналива.
Сценарии возникновения аварийной ситуации, связанной с разливом нефтепродуктов
представлены на Схемах 1 и 2 .
Схема 1 - «Сценарий возникновения и развития аварийной ситуации при попадании
нефтепродуктов в почву»:
АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ:
− нарушение герметичности технологического трубопровода;
− разгерметизация резервуара с нефтепродуктом;
− квазимгновенном разрушение резервуара с нефтепродуктами;
− нарушение герметичности автоцистерны с нефтепродуктами;
− квазимгновенном разрушение автоцистерны при сливе нефтепродуктов;
− переполнение автоцистерны при наливе нефтепродуктов;
− нарушение герметичности стояка автоналива.
Нарушение целостности
Истечение нефтепродукта
Возникновение факторов поражающих флору и фауну загрязненного участка
Попадание нефтепродуктов на незащищенные территории, загрязнение ландшафта
28
Схема 2 - «Сценарий возникновения и развития аварийной ситуации
нефтепродуктов в водоемы»:
при попадании
АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ:
Нарушение герметичности приемного трубопровода;
Нарушение герметичности автоцистерны.
Нарушение целостности
Истечение нефтепродукта
Попадание нефтепродукта в водотоки
Распространение нефтепродукта по течению водотока, загрязнение береговой зоны
Возникновение факторов поражающих флору и фауну загрязненного водоема
3.2.2. Прогнозирование объемов и площадей разливов нефтепродуктов
Прогнозирование объемов разливов нефтепродуктов выполнено в соответствии с
требованиями, установленными Постановлением Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. «О
неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и
нефтепродуктов» (в редакции от 15.04.2002г.):
• стационарные объекты хранения нефтепродуктов - 100 % объема максимальной емкости
одного объекта хранения;
• нефтеналивная баржа – 50% ее общей грузоподъемности;
• автомобильные цистерны – 100 % объема;
• трубопровод при проколе – 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней;
• трубопровод при прорыве – 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем
нефтепродукта между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;
На размеры площади разлива и направление движения пятна нефтепродукта влияют:
• время года в момент разлива;
• объём разлитого нефтепродукта;
• наличие защитных сооружений от распространения разлива;
• рельеф, подстилающая поверхность и грунты в месте разлива;
• уровень обводнённости местности, где произошёл разлив;
• наличие растительности;
• метеорологические условия;
29
• время локализации разлива нефтепродукта;
• физико-химические свойства нефтепродукта.
В соответствии с данными нормативными документами принимаются максимальные
объемы разлива нефтепродуктов по следующим технологическим блокам:
Технологический блок № 1 (Технологический трубопровод);
Технологический блок № 2 (Резервуар хранения) – 5000 м3;
Технологический блок № 3 (Автоцистерна) – 11,214 м3.
В соответствии с требованиями приказа МЧС России от 28 февраля 2003г. № 105 при
прогнозировании чрезвычайных ситуаций, произведен расчет возможного сценария разлива, с
последующим возгоранием, которые могут привести к чрезвычайной ситуации. Определены
границы зон, в пределах которых может осуществиться поражающее воздействие источника
горения на персонал и людей находящихся на территории.
Расчеты размеров нефтяного пятна проводились отдельно по каждому технологическому
блоку, для наихудших погодных условий (теплое время года, переувлажненность грунта,
изотермия). При определении размеров пятна учитывались данные по рельефу, грунту, наличию
ограждающих конструкций и естественных препятствий на пути распространения аварийного
разлива, по наличию резервуаров аварийного слива, возможности фильтрации нефтепродуктов в
грунт.
Технологический блок №1 (Технологический трубопровод)
Объем нефтепродуктов при разгерметизации технологических трубопроводов
рассчитывается согласно Методике определения ущерба окружающей природной среде при
авариях на магистральных нефтепроводах, утв. Минтопэнерго 01.11.1995 г.
Q = Q ⋅T
0
a,
Объем нефтепродуктов, вылившихся до остановки прокачки (QТ1, м3) составит: T 1
где:
Q0 – расход нефтепродукта в исправном трубопроводе при работающем насосе (0,022 м3/с);
Та – нормативное время остановки прокачки (60 с).
Объём нефтепродуктов, вылившихся после остановки прокачки (QСТ, м3) рассчитывается
2
Q
=
π
⋅
R
⋅ L = 0.440 , где:
CT
по формуле:
R – внутренний радиус поврежденного участка трубопровода (0,05 м);
L – длина трубопровода с учетом профиля трубопровода (56 м).
Суммарный объем нефтепродуктов (QСУМ, м3), поступивших в окружающую среду при
порыве трубопроводов составит:
QСУМ = QT 1 + QCT = 1.760 , где:
QТ1 – объем нефтепродуктов, вылившихся до остановки прокачки (м3);
QСТ – объем нефтепродуктов, вылившихся после остановки прокачки (м3).
Расчет объёма нефтепродуктов, вылившихся после остановки прокачки (QСТ),
произведен с учетом профиля трубопровода и особенностей его прокладки.
При разгерметизации приемного трубопровода и попадании нефтепродукта в акваторию
площадь разлива нефтепродукта ограничивается заранее выставленными боновыми
заграждениями.
30
В соответствии с нормативными документами принимаются максимальные объемы
разлива нефтепродуктов, для трубопроводов при порыве – 25 % максимального объема в течение
6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на порванном участке
трубопровода; для трубопроводов при проколе – 2 % максимального объема прокачки в течении
14 дней.
Исходные данные для расчета промысловых трубопроводов приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Исходные данные
Наименование
Обозначение
Дано
Плотность жидкой фазы вещества при 20 °С (т/м3)
ρн
0,860
Суточный объем прокачки, т
Гзагр
516,00
Диметр трубопровода, м
D
0,159
Общая длина трубопроводов, м
L
1495,91
Минимальное расстояние между запорной арматурой, м
Lmin
4,200
Максимальное расстояние между запорной арматурой, м
Lmax
195,36
Средняя толщина слоя, м
а
0,05
Наименование вещества: дизельное топливо
Объект разрушения: технологический трубопровод
Вид разрушения: – прокол, прорыв
При порыве трубопровода
1. При порыве масса нефтепродукта при максимальном расстоянии между задвижками составит:
Мпор = Мн + Мотв,
где:
Мпор
– масса разлившегося нефтепродукта при порыве, т;
Мн
– масса нефтепродукта между задвижками, т;
Мотв
– масса нефтепродуктов, вытекающая из отверстия «прорыв», т.
Мн = π · D2 · Lmax · ρн/4,
где:
D
– диаметр трубопровода, м, D=0,159 м;
Lmax
– максимальная длина участка между задвижками, L=195,360 м;
ρн
– плотность нефтепродукта, т/м3, ρн=0,78 т/м3.
Мотв = Гзагр · 6 · 0,25/24,
где:
Гзагр
– суточный объем прокачки, т/сутки, Гзагр=516,00 т/сутки.
31
Мн = 3,14 ·0,1592 · 195,360· 0,86/4 = 3,33 т;
Мотв = 516,00· 6 · 0,25/24 = 32,25 т;
Мпор = 3,33+32,25= 35,58 т.
При транспортировании нефтепродукта по технологическим трубопроводам возможны
аварии, сопровождающиеся разливом и горением нефтепродукта. Площадь свободного разлития
нефтепродукта при толщине слоя 50 мм, остающегося на поверхности грунта после прекращения
ее стекания в пониженные места, составит:
S = M/ (ρн · а),
где:
S
– площадь, м2;
М
– количество вылившегося нефтепродукта, т;
ρн
– плотность нефтепродукта, т/м3;
а
– средняя толщина слоя разлива нефтепродукта, м.
S = 35,58/(0,86 · 0,05) = 827,4 м2.
2. При порыве масса нефтепродукта при минимальном расстоянии между задвижками составит:
Мпор = Мн + Мотв,
где:
Мпор
– масса разлившегося нефтепродукта при порыве, т;
Мн
– масса нефтепродукта между задвижками, т;
Мотв
– масса нефтепродукта, вытекающая из отверстия «прорыв», т.
Мн = π · D2 · Lmin · ρн/4,
где:
D
– диаметр трубопровода, м, D=0,159м;
Lmin
– минимальная длина участка между задвижками, L=4,2 м;
ρн
– плотность нефтепрдукта, т/м3, ρн=0,86 т/м3.
Мотв = Гзагр · 6 · 0,25/24,
где:
Гзагр
– суточный объем прокачки, т/сутки, Гзагр=516,00 т/сутки.
Мн = 3,14 ·0,1592 · 0,5 · 0,86/4 = 0,008 т;
Мотв = 516,00· 6 · 0,25/24 = 32,25 т;
Мпор = 0,008+32,25= 32,26 т.
При транспортировании нефтепродуктов по технологическим трубопроводам возможны
аварии, сопровождающиеся разливом и горением нефтепродуктов. Площадь свободного
разлития нефтепродукта при толщине слоя 50 мм, остающегося на поверхности грунта после
прекращения ее стекания в пониженные места, составит:
S = M/(ρн · а),
где:
S
– площадь, м2;
32
М
– количество вылившейся нефтепродукта, т;
ρн
– плотность нефтепродукта, т/м3;
а
– средняя толщина слоя разлива нефтепродукта, м.
S = 32,26/(0,86 · 0,05) = 750,23 м2.
При проколе трубопровода
При проколе масса нефтепродукта определяется по формуле:
Мпрок = Гзагр · 14 · 0,02, т,
где:
Мпрок
– масса разлившегося нефтепродукта при проколе, т;
Мпрок = 516,00· 14 · 0,02 = 144,48 т.
При транспортировании нефтепродуктов по технологическим трубопроводам возможны
аварии, сопровождающиеся разливом и горением нефтепродуктов. Площадь свободного
разлития нефтепродукта при толщине слоя 50мм, остающегося на поверхности грунта после
прекращения ее стекания в пониженные места, составит:
S = M/(ρн · а),
где:
S
– площадь, м2;
М
– количество вылившейся нефтепродукта, т;
ρн
– плотность нефтепродукта, т/м3;
а
– средняя толщина слоя разлива нефтепродукта, м.
Площадь разлившегося нефтепродукта при проколе:
S = 144,48/(0,86· 0,05) = 3360 м2.
Технологический блок № 2 (Резервуар хранения) – 5000 м3
В соответствии с нормативными документами принимаются максимальные объемы
разлива нефтепродуктов, для стационарных объектов хранения нефтепродукта и
нефтепродуктов (резервуары) принимается 100 % объема максимальной емкости одного объекта
хранения.
Резервуарные парки нефтебазы ОАО «Ненецкая нефтяная компания» имеют бетонные и
грунтовые обвалования, объемы которых, согласно СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и
нефтепродуктов. Противопожарные нормы», а также других действующих нормативных
документов и правил соответствуют, как минимум 100% объема резервуара наибольшей
вместимости. Объемы обвалований резервуарных парков ОАО «Ненецкая нефтяная компания»
рассчитаны исходя из площади, и высоты обвалования (по данным ОАО «Ненецкая нефтяная
компания», см. таблицу 7). В результате чего, сделан вывод о том, что при разгерметизации
резервуаров хранения ОАО «Ненецкая нефтяная компания», разливы нефтепродуктов не будут
распространяться за пределы обвалований резервуарных парков. Площадь разлития в этом
случае будет соответствовать площади обвалования резервуарного парка.
33
Исходные данные для расчета для резервуара хранения приведены в таблице 8.
Таблица 8 – Исходные данные
Наименование
Обозначение
Дано
Объём резервуара (м3)
VРЕЗЕРВ
5000
Степень заполнения резервуара (%)
VЗАП
100
Исходная масса вещества (т)
MВЕЩ
1386
Плотность жидкой фазы (т/м3)
Pl
0,77
Мольный объём (м3 / кМоль)
Vo
21,573
Молярная масса (кг / кМоль)
ММ
95,3
Нижний концентрац. предел распростр. Пламени (%)
СНКПР
1,0
Удельная теплота сгорания (кДж / кг)
QСГ
43641
Температура окружающей среды (оС)
to
10
Время с начала аварии (сек)
Tav
14400
Коэффициент, учитывающий скорость ветра и температуру
NK
1
А – константа уравнения Антуана
А
4,99831
В – константа уравнения Антуана
В
664,976
С – константа уравнения Антуана
СА
221,695
Константа для приведённой массы паров (кДж / кг)
QО
4520
Температура вспышки паров (оС)
Твсп
-39
Расстояние от очага пожара (м)
LФ
2,0
Среднепов. плотность теплового излучен., (кВт / м2)
ЕФ
130
Наименование вещества: дизельное топливо
Объект разрушения: резервуар
Вид разрушения: полное разрушение
34
Расчёт зон аварийного разлива.
Площадь разлития всего объёма жидкости:
SР рез= 5 ⋅ (VРЕЗ ⋅ VЗАП / 100),
где:
SР рез
– площадь разлития, м2;
VРЕЗ
– объем резервуара, м3;
VЗАП
– степень заполнения резервуара, %.
SР рез= 5 ⋅ (5000 ⋅ 100 / 100) = 25000 м2,
Форма разлива жидкости – эмпирическая.
Примерный радиус разлива (приравнен к окружности):
RР рез =
S Ррез / 3,14
,
где:
RР рез
– примерный радиус разлива, м.
RР рез = 25000 / 3,14 = 89,23 м.
Расчёт размеров взрывоопасных зон и избыточного давления взрыва ТВС при аварии
Давление насыщенных паров ЛВЖ при расчётной температуре:
PН = 0,133 ⋅ 10 (A – B / (CA + t0)),
где:
РН
– давление насыщенных паров, кПа;
А
– константа уравнения Антуана;
В
– константа уравнения Антуана;
СА
– константа уравнения Антуана;
t0
– температура окружающей среды, 0С.
РН= 0,133 ⋅ 10 ⋅ (4,99831 – 664,976 / (221,695 + 10)) = 0,133 ⋅ 10 ⋅ 2,128 = 17,869 кПа.
Интенсивность испарения: IР = NK ⋅ MM ⋅ РН ⋅ 10–6,
где:
IP
– интенсивность испарения, кг/сек⋅м2;
NК
– коэффициент, учитывающий скорость ветра и температуру;
ММ
– молярная масса, кг/кМоль.
IР =1 ⋅ 95,3 ⋅ 17,869 ⋅ 10–6 = 0,000179 кг/сек⋅м2.
Расчётная продолжительность времени полного испарения: Tav = МВЕЩ ⋅ 1000 / (IР ⋅ S),
где:
Таv
– расчетная продолжительность времени полного испарения, сек.
Tav = 1560 ⋅ 1000 / (0,000179 ⋅25000) = 348603 сек.
Tav не может превышать 14 400 сек.
Масса паров, испарившихся с поверхности разлива:
MР = IР ⋅ Tav ⋅ S,
где:
MР
– масса паров, испарившихся с поверхности разлива, кг.
MР = 0,000179 ⋅ 14 400 ⋅ 25000= 64 440 кг.
Плотность паров: PП = ММ / [V0 ⋅ (1 + 0,00367 ⋅ t0)],
РП = 95,3/[21,573 + 1 + 0,00367 ⋅ 10)] = 4,21 кг/м3.
где:
РП
– плотность паров ЛВЖ, кг/м3;
V0
– мольный объём, м3/кМоль.
35
Приведённая масса паров: МПР = 0,1 ⋅ (QСГ / QО) ⋅ MР,
где:
МПР
– приведенная масса паров, кг;
QСГ
– удельная теплота сгорания, кДж/кг;
QО
– константа для приведённой массы паров, кДж/кг.
МПР = 0,1 ⋅ (43641 / 4520) ⋅ 64 440 = 62217 кг.
Взрывоопасная концентрация паровоздушных смесей над поверхностью пролитой
жидкости не образуется, т.к. температура воздуха (t0) меньше температуры вспышки (Твсп).
Расчёт плотности теплового излучения от факела.
Диаметр факела от пожара: Dф = (4 ⋅ S / 3,14 ) ,
где:
DФ
– диаметр факела от пожара, м.
Dф = (4 ⋅ 25000 / 3,14 ) = 178,46 м.
Коэффициент облученности между факелом пламени и облучаемым объектом:
FОБЛ = [(Dф /2)2 ⋅ LФ / ((D ф /2)2 + LФ2)1,5] ⋅ [1 – 0,058 ⋅ Ln(LФ)]
где:
FОБЛ
– коэффициент облученности;
LФ
– расстояние от очага пожара, м.
FОБЛ = [(178,46/2)2 ⋅ 2 / ((178,46/2)2 + 22)1,5] ⋅ [1 – 0,058 ⋅ Ln(2)] = 0,021.
Плотность теплового излучения факела на расстоянии LФ: QОБЛ = ЕФ ⋅ FОБЛ,
где:
QОБЛ
– плотность теплового излучения, кВт/м2;
ЕФ
– среднеповерхностная плотность теплового излучения, кВт / м2.
QОБЛ = 130 ⋅ 0,021 = 2,730 кВт/м2
Технологический блок № 3 (Автоцистерна) – 11,214 м3
В соответствии с нормативными документами принимаются максимальные объемы
разлива нефтепродуктов, для автоцистерн 100 % объема.
Исходные данные для расчета для автоцистерны приведены в таблице 9.
Таблица 9 – Исходные данные
Наименование
Обозначение
Дано
Объём автоцистерны (м3)
VЦИСТ
11,214
Степень заполнения топливозаправщика (%)
VЗАП
100
MВЕЩ
15,6
Наименование вещества: бензин
Объект разрушения: автоцистерна
Вид разрушения: – полное разрушение
Исходная масса вещества (т)
36
Плотность жидкой фазы вещества (т/м3)
ρн
0,78
Мольный объём (м3 / кМоль)
Vo
21,573
Молярная масса (кг / кМоль)
ММ
95,3
Нижний концентрац. предел распростр. Пламени (%)
СНКПР
1,0
Удельная теплота сгорания (кДж / кг)
QСГ
43641
Температура окружающей среды (оС)
to
10
Время с начала аварии (сек)
Tav
14400
Коэффициент, учитывающий скорость ветра и температуру
NK
1
А – константа уравнения Антуана
А
4,99831
В – константа уравнения Антуана
В
664,976
С – константа уравнения Антуана
СА
221,695
QО
4520
Температура вспышки паров ЛВЖ (оС)
Твсп
–39
Расстояние от очага пожара (м)
LФ
2,0
Среднепов. плотность теплового излучен., (кВт / м2)
ЕФ
130
Константа для приведённой массы паров ЛВЖ
(кДж / кг)
Расчёт зон аварийного разлива.
Площадь разлития всего объёма жидкости: SР цист= 5 ⋅ (VЦИСТ ⋅ VЗАП / 100),
где:
SР цист
– площадь разлития, м2;
VЦИСТ
– объем автоцистерны, м3;
VЗАП
– степень заполнения топливозаправщика, %.
SР цист= 5 ⋅ (11,214⋅ 100 / 100) =56,07 м2.
Форма разлива жидкости – эмпирическая.
Примерный радиус разлива (приравнен к окружности): RР цист =
где:
RР цист =
RР цист
( S Рцист / 3,14)
,
– радиус разлива, м;
(56,07 / 3,14 ) = 4,23 м.
Расчёт размеров взрывоопасных зон и избыточного давления взрыва ТВС при аварии.
Давление насыщенных паров ЛВЖ при расчётной температуре: PН = 0,133 ⋅ 10 (A – B / (CA +
t0)),
37
где:
РН
– давление насыщенных паров, кПа;
А
– константа уравнения Антуана;
В
– константа уравнения Антуана;
СА
– константа уравнения Антуана;
t0
– температура окружающей среды, 0С.
РН= 0,133 ⋅ 10 ⋅ (4,99831 – 664,976 / (221,695 + 10)) = 0,133 ⋅ 10 ⋅ 2,128 = 17,869 кПа.
Интенсивность испарения: IР = NK ⋅ MM ⋅ РН ⋅ 10–6,
где:
IP
– интенсивность испарения, кг/сек⋅м2;
NК
– коэффициент, учитывающий скорость ветра и температуру;
ММ
– молярная масса, кг/кМоль.
IР =1 ⋅ 95,3 ⋅ 17,869 ⋅ 10–6 = 0,000179 кг/сек⋅м2.
Расчётная продолжительность времени полного испарения ЛВЖ: Tav = МВЕЩ ⋅ 1000 / (IР ⋅ S),
где:
Таv
– расчетная продолжительность времени полного испарения ЛВЖ, сек;
МВЕЩ
– масса вещества, т.
Tav = 15,6 ⋅ 1000 / (0,000179 ⋅56,07) = 1560000 сек.
Tav не может превышать 14400 сек.
Масса паров, испарившихся с поверхности разлива: MР = IР ⋅ Tav ⋅ S,
где:
MР
– масса паров, испарившихся с поверхности разлива, кг.
MР = 0,000179 ⋅ 14 400 ⋅ 56,07= 144,53 кг.
Плотность паров ЛВЖ: PП = ММ / [V0 ⋅ (1 + 0,00367 ⋅ t0)],
где:
РП
– плотность паров ЛВЖ, кг/м3;
V0
– мольный объём, м3/кМоль.
РП = 95,3/[21,573 + 1 + 0,00367 ⋅ 10)] = 4,21 кг/м3.
Приведённая масса паров ЛВЖ: МПР = 0,1 ⋅ (QСГ / QО) ⋅ MР,
где:
МПР
– приведенная масса паров ЛВЖ, кг;
QСГ
– удельная теплота сгорания, кДж/кг;
QО
– константа для приведённой массы паров ЛВЖ, кДж/кг.
МПР = 0,1 ⋅ (43 641 / 4 520) ⋅ 144,53= 139,54 кг.
Взрывоопасная концентрация паровоздушных смесей ЛВЖ над поверхностью пролитой
жидкости не образуется, т.к. температура воздуха (t0) меньше температуры вспышки (Твсп).
Расчёт плотности теплового излучения от факела.
Диаметр факела от пожара: Dф =
(4 ⋅ S / 3,14 ) ,
38
где:
Dф =
(4 ⋅ 56,07 / 3,14 ) = 8,45
DФ
– диаметр факела от пожара, м.
м.
Коэффициент облученности между факелом пламени и облучаемым объектом:
FОБЛ = [(Dф /2)2 ⋅ LФ / ((D ф /2)2 + LФ2)1,5] ⋅ [1 – 0,058 ⋅ Ln(LФ)],
где:
FОБЛ
– коэффициент облученности;
LФ
– расстояние от очага пожара, м.
FОБЛ = [(8,45/2)2 ⋅ 2 / ((11,29/2)2 + 22)1,5] ⋅ [1 – 0,058 ⋅ Ln(2)] =0,35
Плотность теплового излучения факела на расстоянии LФ: QОБЛ = ЕФ ⋅ FОБЛ,
где:
QОБЛ
– плотность теплового излучения, кВт/м2;
ЕФ
– среднеповерхностная плотность теплового излучения, кВт / м2.
QОБЛ = 130 ⋅ 0,35= 45,1 кВт/м2.
4. Расчет площади разлива при разгерметизации автоцистерны в процессе транспортировки
нефтепродукта на мосту и попадании нефтепродукта в акваторию р. Курья.
При транспортировке автоцистерной нефтепродуктов на АЗС-30 маршрут следования
проходит через мосты.
На размеры площади разлива нефтепродукта в водные акватории и направление движения
пятна влияют:
- время года в момент разлива;
- объем вылившегося нефтепродукта;
- наличие защитных сооружений на пути движения нефтяного пятна (шлейфа) по поверхности
акватории;
- характеристика водотока (водоема);
- наличие по берегам водотоков растительности: древесной, кустарниковой, травянистой;
- метеорологические условия.
При попадании нефтепродуктов в водотоки, площадь залитой углеводородами акватории
и ее берегов, распространение пятна по поверхности водотока зависят от характеристик русловой
части водотока: ширины, отметки уровня уреза воды, глубины на пути движения
углеводородного пятна, скорости течения направления и силы ветра. На малых водотоках, с
меандрированным руслом загрязнение движется по всей ширине водотока. На водотоках
шириной 100 м и более движение нефтепродукта происходит в виде шлейфа вытянутого
течением. Пресечение автодороги через реку Лесозаводскую Курью. Исходные данные для
расчета приведены в таблице 10.
Таблица 10 - Исходные данные
Наименование
Обозначение
Дано
Объём автоцистерны (м3)
VЦИСТ
11,214
Степень заполнения автоцистерны (%)
VЗАП
100
Наименование вещества: нефтепродукт
Объект разрушения: автоцистерна
39
Вид разрушения: – разгерметизация
Исходная масса вещества (т)
MВЕЩ
7,8
Плотность жидкой фазы вещества (т/м3)
ρн
0,780
Скорость течения реки, км/ч (м/с)
Vтеч
4,32 (1,2)
Удаление нефтяного пятна от места аварии ниже по течению определяется по формуле:
S = Vтеч · t,
где:
S
– удаление пятна разлива от места аварии, км;
Vтеч
– скорость течения реки или ручья, км/час, Vтеч =4,32 км/ч;
t
– время, прошедшее после начала аварии, час.
В таблице 11 приведен расчет движения нефтяного пятна по поверхности водотока.
Таблица 11 - Расчет движения нефтяного пятна
Средняя скорость течения
водотока км/час
4,32
Время с момента выхода
нефтепродуктов, час
Расстояние, пройденное
нефтепродуктами, км
1
4,32
2
8,64
4
17,28
6
25,92
8
34,56
Площадь загрязненной акватории составит:
Лесозаводская курья – время прибытия оперативных бригад к месту аварии и развертывания
работ – 135 минут (2,25 ч). при средних уровнях воды ширина в районе моста до 30 м, глубина
1-2 м. В период весеннего половодья уровень воды поднимается на 5-6 м, глубина возрастает до
6-7 м, ширина – 80-100 м. коэффициент извилистости равен 2.
Скорость течения: весной (с 10 мая по 15.07) – 1,00 – 1,20 м/с (4,32 км/ч); летом (с 15.07
по август) – 0,02 – 0,08 м/с; осенью (сентябрь – октябрь) - 0,06 – 0,10 м/с; зимой (ноябрь –
апрель) – 0,02 – 0,04 м/с.
Площадь загрязнения составит 4,32×2,25×0,1=972 м2. С учетом коэффициента
извилистости 2 уточненная площадь загрязнения составит: S/k=972/2=486 м2.
При разгерметизации автоцистерны в процессе транспортировки нефтепродуктов на
мосту и попадании нефтепродукта в акваторию р. Курья Качгортинская (или р. Курья
Лесозаводская), пятно нефтепродуктов будет распространяться в направлении течения водотока.
Границами зоны ЧС(Н) в этом случае является акватория водного объекта от места
попадания нефтепродуктов в водоток (мост) до мест установки боновых заграждений.
Характеристика максимально возможных разливов нефтепродуктов, при разгерметизации
автоцистерны с попаданием нефтепродуктов в водотоки при авариях на автоцистерне с учётом
оценки риска представлена в таблице 12.
40
Таблица 12 - Характеристика прогнозируемых разливов нефтепродуктов на водотоках при
авариях на автоцистерне
Название водной
преграды
Объем разлива,
т
Частота
(1/год)
Площадь разлива,
м2
Место установки БЗ,
км
1
2
3
4
5
р. Курья Лесозаводская
9,42
7,1*10-9
486,0
1,51
Результаты расчета максимально
нефтепродуктов представлены в таблице 13.
возможных
объёмов
и
площадей
разливов
Таблица 13 – Характеристики прогнозируемых зон и объемов разливов нефтепродуктов
№
п/п
Сценарий аварийной
ситуации (АС)
Наименование
продукта
1
2
3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Разгерметизация РВС 5000
№1 (2)
Разгерметизация РВС 5000
№3
Разрушение
РВС -5000 №3
Разгерметизация РВС 1000
№13
Разгерметизация РВС -700
№18 (23,24)
Разгерметизация РВС -700
№19 (20, 21, 25, 26, 27)
Разгерметизация РВС 5000
№30
Разгерметизация РВС -700
№34
Разгерметизация
автоцистерны
Объем
разлива
4
Нефтебаза
5
Высота
обвалования
группы
резервуаров, м
(материал
исполнения)
6
Площадь разлива, м2
Дизельное
топливо
5000 м3
(4200,0 т)
2716,0
(площадь обвалования)
2,0
(грунтовое)
Дизельное
топливо
5000 м3
(4200,0 т)
1663,0
(площадь обвалования)
3,0
(грунтовое)
Дизельное
топливо
5000 м3
(4200,0 т)
3953,0
[1663,0 внутри
обвалования]
3,0
(грунтовое)
Дизельное
топливо
1000 м3
(840,0 т)
2702,0
(площадь обвалования)
1,5
(грунтовое)
700 м3
(539,0 т)
700 м3
(511,0 т)
1626,0
(площадь обвалования)
2072,0
(площадь обвалования)
1,5
(грунтовое)
1,5
(грунтовое)
5000 м3
(4150,0 т)
1017,0
(площадь обвалования)
5,0
(грунтовое)
1594,0
(площадь обвалования)
1,5
(грунтовое)
Дизельное
топливо
700 м3
(511,0 т)
11,214м3
(9,42 т)
56,07
-
Бензин А-92
Бензин А-80
Дизельное
топливо
Бензин А-80
10
Разгерметизация
приемного трубопровода
Дизельное
топливо
1,7 м3
(1,4 т)
162,0 (локализованная
боновыми заграждениями
акватория р. Б. Печора)
11
Прорыв трубопровода
(при максимальном
расстоянии запорной
арматуры)
Дизельное
топливо
41,37 м3
(35,58 т)
827,4
12
Прокол трубопровода
Дизельное
топливо
168,0 м3
(144,48 т)
3360,0
13
Прорыв трубопровода
(при минимальном
расстоянии запорной
арматуры)
Дизельное
топливо
37,51 м3
(32,26 т)
750,23
41
14
15
Разгерметизация РГС -25
№2
Разгерметизация РГС -10
№1
Бензин А-80
Дизельное
топливо
АЗС-30
25 м3
(18,3 т)
10 м3
(8,3 т)
90,0
(площадь обвалования)
0,5
(бетонное)
При возникновении чрезвычайной ситуации воздействие на окружающую среду
будет выражаться:
•
В загрязнении нефтепродуктами водной среды – акватория порта Нарьян-Мар –
сценарии 9 и 10.
•
В загрязнении земель - береговой и причальной полос в районе расположения
нефтебазы при разгерметизации приемного трубопровода (сценарий 10); береговой
полосы р. Захребетная Курья, р. Печора при транспортировке автоцистерны и ее
последующей возможной разгерметизации (сценарий 9); прилегающей территории при
разгерметизации технологического трубопровода и автоцистерны (сценарии 9,11,12,13).
•
В загрязнении атмосферного воздуха при возгорании разлитого нефтепродукта - все
сценарии, представленные в табл. 7.
3.2.3. Ситуационные модели наиболее опасных разливов
К наиболее опасным моделям ЧС, которые будут иметь наиболее серьезные социально–
экономические последствия для нефтебазы, населения и окружающей среды следует отнести:
1. Разгерметизация технологического трубопровода (при прорыве и проколе);
2. Разлив нефтепродуктов при разрушении резервуара хранения;
3. Разлив нефтепродуктов при разгерметизации резервуара хранения 5 000 м3 (4200 т);
4. Разлив нефтепродуктов при разгерметизации автоцистерны 11,214 м3 (9,42 т).
Вероятными последствиями возможного разлива нефтепродукта на территории
промышленных площадок объектов ОАО «Ненецкая нефтяная компания» являются: испарение с
поверхности разлива, воспламенение, выброс токсичных продуктов горения нефтепродукта (при
возникновении пожара разлива), загрязнение территории промышленной площадки.
Вероятными последствиями возможного разлива нефтепродукта за пределами
промышленных площадок являются: испарение с поверхности разлива, воспламенение, выброс
токсичных продуктов горения нефтепродукта (при возникновении пожара разлива), загрязнение
почвы, воздуха, водных объектов (при аварии автоцистерны на мосту, разгерметизации
приемного трубопровода).
В таблице 14 представлены возможные сценарии развития наиболее опасных аварийных
ситуаций, выполненные с учетом требований к разработке Планов ЛРН - разлив нефтепродукта
без возгорания, разлив нефтепродукта с последующим возгоранием.
Таблица 14 – Сценарии развития аварийных ситуаций
№
п/п
1
1
Аварийная ситуация
2
Разгерметизация
резервуара с
нефтепродуктом
Сценарий развития аварийной ситуации
3
Разгерметизация резервуара с нефтепродуктом → пролив нефтепродукта и ее
растекание внутри обвалования резервуарного парка → загрязнение окружающей
среды;
Разгерметизация резервуара с нефтепродуктом → пролив нефтепродукта и ее
растекание внутри обвалования резервуарного парка → возгорание пролива
нефтепродукта при наличии источника зажигания → термическое воздействие
пожара на окружающую среду, оборудование и персонал.
42
№
п/п
1
Аварийная ситуация
2
2
Разрушение
резервуара с
нефтепродуктом
3
Разгерметизация
автоцистерны
4
Разгерметизация
приемного
трубопровода
5
Разгерметизация
технологического
трубопровода
Сценарий развития аварийной ситуации
3
Разрушение резервуара с нефтепродуктом → пролив нефтепродукта и его
растекание внутри обвалования резервуарного парка, на территории промышленной
площадки
(за пределами обвалования) → загрязнение окружающей среды,
территории промышленной площадки;
Разрушение резервуара с нефтепродуктом → пролив нефтепродукта и его
растекание внутри обвалования резервуарного парка, на территории промышленной
площадки (за пределами обвалования) → возгорание пролива нефтепродукта при
наличии источника зажигания → термическое воздействие пожара на окружающую
среду, оборудование и персонал.
Разгерметизация автоцистерны → пролив нефтепродукта и его растекание по
открытой местности → загрязнение окружающей среды;
Разгерметизация автоцистерны → пролив нефтепродукта и его растекание по
открытой местности → возгорание пролива нефтепродукта при наличии источника
зажигания → термическое воздействие пожара на окружающую среду,
оборудование и персонал;
Разгерметизация автоцистерны на мосту → пролив нефтепродукта и его
попадание в водоток → распространение нефтепродукта по течению водотока →
загрязнение воды и береговой зоны → возможное возгорание нефтепродукта →
попадание в зону поражающих факторов людей, оборудования, флоры и фауны
водоема.
Разгерметизация приемного трубопровода → пролив нефтепродукта и его
распространение по водной поверхности → загрязнение окружающей среды;
Разгерметизация приемного трубопровода → пролив нефтепродукта и его
распространение по водной поверхности → возгорание пролива нефтепродукта при
наличии источника зажигания → термическое воздействие пожара на окружающую
среду, оборудование и персонал.
Разгерметизация технологического трубопровода → пролив нефтепродукта и его
распространение по территории, прилегающей к трубопроводу → загрязнение
окружающей среды;
Разгерметизация технологического трубопровода → пролив нефтепродукта и его
распространение по территории, прилегающей к трубопроводу → возгорание
пролива нефтепродукта при наличии источника зажигания → термическое
воздействие пожара на окружающую среду, оборудование и персонал.
При стечении неблагоприятных обстоятельств в зону воздействия опасных факторов
разлива нефтепродукта могут попасть:
- персонал промышленных объектов ОАО «Ненецкая нефтяная компания»;
- технологическое оборудование, здания и сооружения промышленных объектов ОАО «Ненецкая
нефтяная компания».
Наиболее опасной, с точки зрения воздействия на персонал, окружающую среду и
территорию, ЧС(Н) будет являться разлив нефтепродукта с последующим возгоранием.
Наибольшую опасность будут представлять разливы больших количеств нефтепродуктов и
пожар при разгерметизации резервуаров хранения.
3.3. Алгоритм действий для минимизации воздействия на окружающую
среду при возникновении ЧС(Н)
Для ликвидации аварийных ситуации на объектах ОАО «Ненецкая нефтяная компания» с
разливом нефтепродуктов предусмотрены необходимые силы и средства, которые состоят из
43
собственных сил и средств, сил и средств ООО СПАСФ «ПРИРОДА», предназначенных для
обеспечения работ по ликвидации аварийных ситуаций и проведения аварийно–спасательных
работ.
ОАО «Ненецкая нефтяная компания» не имеет аттестованного АСФ (Н). Для ликвидации
аварийных ситуаций связанных с разливом нефтепродуктов, объёмы которых представляют
серьезную опасность для персонала, окружающей среды и транспорту, заключён Договор № 13021 от 01.03.2013 г., с ООО СПАСФ «ПРИРОДА» (приложение 1).
Доставка собственных сил и средств для локализации и ликвидации аварийной ситуации к
месту аварии происходит автотранспортом, на договорной основе по мере необходимости к
работам по локализации и ликвидации подключается ООО СПАСФ «ПРИРОДА», доставка
необходимого оборудования производится авиатранспортом.
Возможности персонала филиала нефтебаза и специализированного подразделения ООО
СПАСФ «ПРИРОДА» позволяют ликвидировать аварийные ситуации и разливы нефтепродуктов
в установленные сроки, не превышающие 4–х часов на водной поверхности и 6–ти часов на
суходоле с момента обнаружения аварии. Наличие средств и сил ООО СПАСФ «ПРИРОДА»
приведены в приложении 5 Плана ЛАРН. Имеющихся сил и средств для локализации и
ликвидации аварийной ситуации с учетом максимально возможного разлива – достаточно.
При серьезной опасной ситуации для персонала, окружающей среды и транспорта будут
привлекаться силы и средства ООО СПАСФ «ПРИРОДА», база дислокации г. Усинск.
При угрозе возникновения возгорания нефтепродуктов привлекаются силы и средства
ФГКУ «1 пожарная часть ФПС по НАО».
Расчет необходимого количества технических средств и затрачиваемого времени, для
проведения работ по ЛЧС(Н), а также принадлежность сил и средств приведены в приложении 5
Плана ЛАРН. Первоочередные действия при ликвидации небольших разливов (объемы которых
не представляют опасности для персонала, окружающей среды, технологического процесса) и на
начальном этапе ликвидации ЧС (Н) предпринимаются собственными силами и средствами
персонала ОАО «ННК». Персонал объекта обучен способам защиты и действиям при аварии,
использованию шанцевого инструмента, передвижных насосов и заранее подготовленных
сорбирующих материалов. На территории ОАО «Ненецкая нефтяная компания» создан запас
необходимого оборудования и сорбирующих материалов для оперативной ликвидации
возможных разливов нефтепродуктов.
Персонал ОАО «Ненецкая нефтяная компания», принимающий участие в работах по
ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов, ежегодно проходят инструктаж по правилам
организации и проведения этих работ с обязательной записью в Журналах регистрации
инструктажей персонала на рабочем месте, а также обучение по оказанию первой помощи
пострадавшим при несчастных случаях на производстве с проверкой знаний. Результаты
проверки знаний оформляются протоколом.
Работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов на объектах ОАО
«Ненецкая нефтяная компания» производятся силами и средствами ООО СПАСФ «ПРИРОДА»
согласно договору № 0-111-09 от 29.03.2012 г. (приложение 1) и государственного учреждения
Ненецкого автономного округа «Поисково-спасательная служба»
Свидетельство территориальной комиссии по аттестации аварийно–спасательных служб,
аварийно–спасательных формирований и спасателей республики Коми № 011-00023 от
11.12.2013 г. на право ведения ООО СПАСФ «ПРИРОДА» аварийно-спасательных работ в
чрезвычайных ситуациях представлено в приложении 1.
Место дислокации ООО СПАСФ «ПРИРОДА» – г. Усинск, ул. Приполярная, 6а.
44
Перечень техники и специальных технических средств ОАО «ННК» и ООО СПАСФ
«ПРИРОДА», привлекаемых к работам по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов,
приведены в приложении 5 Плана ЛАРН. Доставка техники, оборудования и персонала ООО
СПАСФ «ПРИРОДА» к местам возникновения разлива нефтепродуктов на складе ГСМ
осуществляется транспортными средствами, а при необходимости привлекается воздушный
транспорт (затраты на перевозку компенсирует ОАО «Ненецкая нефтяная компания»).
Для тушения пожаров, проведения связанных с ними первоочередных аварийноспасательных работ, привлекается ФГКУ «1 пожарная часть ФПС по НАО».
Силы и средства предприятия, предназначенные для ликвидации аварийных разливов
нефтепродуктов, имеют следующую дислокацию:
– силы и средства первого уровня реагирования расположены на объектах ОАО
«Ненецкая нефтяная компания» г.Нарьян-Мар, п. Искателей. Перечень резерва технических
средств, материалов и инструмента, предназначенного для ликвидации аварии (хранящегося на
складе) на объектах ОАО «Ненецкая нефтяная компания», необходимого при локализации и
ликвидации ЧС(Н) на акваториях и суходоле представлен в приложении 5 Плана ЛАРН;
– силы и средства второго уровня реагирования расположены на базе ООО СПАСФ
«ПРИРОДА» в Республике Коми, г. Усинск, ул. Приполярная, 6а. Силы и средства ООО СПАСФ
«ПРИРОДА», доставляемые авиатранспортом при локализации и ликвидации ЧС(Н) на
акваториях и суходоле представлены в приложении 7 Плана ЛАРН (стр.13);
– силы и средства третьего уровня реагирования территориальной подсистемы РСЧС МР
«Заполярный район» Ненецкого АО, привлекаемые для ликвидации аварийных разливов
нефтепродуктов, располагаются в Заполярном районе.
На основании расчета достаточности сил и средств ЛЧС(Н), представленного в
приложении 5 Плана ЛАРН, и состава сил и средств, привлекаемых к ликвидации ЧС(Н)
площадке нефтебазы, сделан вывод о том, что имеющихся сил и средств достаточно для
локализации максимально возможного разлива нефтепродуктов в установленное время – 4 - 6
часов, и его последующей ликвидации.
3.3.1. Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС(Н)
Последовательность проведения операций по ЛЧС(Н) предусматривает:
− ограждение места разлива нефтепродуктов;
− подготовка резервуаров и других ёмкостей;
− откачка нефтепродуктов в подготовленные ёмкости;
− сбор и вывоз нефтешлама на переработку;
− очистка воды (при необходимости);
− засыпка песком или сорбентом места разлива нефтепродуктов;
− сбор и вывоз нефтешлама на переработку;
− рекультивация поврежденных земель (при необходимости).
Аварийные ситуации могут быть своевременно остановлены или перейти на еще более
высокий уровень в зависимости от складывающейся ситуации.
Первый уровень характеризуется развитием аварийной ситуации в пределах только
одного технологического блока без влияния на смежные и отсутствием возможности
дальнейшего развития аварийной ситуации. Локализация аварийной ситуации уровня I
производится с привлеченияем аварийно–спасательных формирований. Производственная
деятельность во время ликвидации разлива уровня I по решению руководства объекта может не
приостанавливаться.
45
Второй уровень характеризуется выходом аварийной ситуации за пределы одного
технологического блока с возможностью дальнейшего развития аварии. В обязательном порядке
уведомляются должностные лица, перечисленные в списке и схеме оповещения. При наличии
пострадавших оповещаются медицинские учреждения. Локализация и ликвидация аварийного
разлива производится силами рабочего персонала с привлечением специализированных
организаций. Ликвидация такого рода аварий и их последствий, проведение операций по
эвакуации персонала проводится с привлечением органов противопожарной службы, местных
(территориальных) органов МЧС России, аварийно–спасательных подразделений, органов МВД
и других. Технологические процессы на объектах ОАО «ННК» полностью прекращаются.
Выполняются в полном объеме все мероприятия по безаварийной остановке производственного
процесса. В обязательном порядке уведомляются все без исключения должностные лица,
перечисленные в схеме оповещения. Лицо, управляющее мероприятиями по ликвидации
последствий аварийного разлива нефтепродуктов I–го уровня, выполняет следующие действия:
− оценивает обстановку;
− обеспечивает, при необходимости, остановку технологического процесса и
недопущение дальнейшего растекания нефтепродукта;
− организовывает оповещение и эвакуацию из опасной зоны автотранспорта и людей,
непосредственно не участвующих ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;
− организовывает соблюдение режима противопожарной безопасности;
− организовывает доставку и использование к месту разлива нефтепродуктов штатных
средств пожаротушения;
− контролирует правильность действий персонала и выполнение своих распоряжений в
ходе выполнения мероприятий по сбору разлившихся нефтепродуктов;
− обеспечивает принятие мер по первоначальной локализации разлива;
− докладывает руководству о ходе работ по ликвидации аварийного разлива
нефтепродуктов.
Персонал, принимающий участие в ликвидации разлива нефтепродуктов, действует в
соответствии с указаниями ответственного руководителя работ и обязан соблюдать правила
безопасных приемов выполнения работ.
Последовательность действий по локализации и ликвидации возможных разливов
нефтепродуктов при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов I–го уровня.
Первый, заметивший разлив нефтепродукта, всеми доступными средствами (средствами
связи, оповещения, голосом, знаками), оповещает дежурного диспетчера. Дежурный диспетчер
оповещает руководителя КЧС, который, получив информацию, прекращает производственную
деятельность, анализирует сложившуюся обстановку, немедленно оповещает руководство,
вызывает на место аварии рабочую группу. До прибытия АСФ руководитель КЧС в ходе
управления мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов I–
го уровня, выполняет следующие действия:
На территории нефтебазы ОАО «ННК»:
− оценивает размеры и прогнозирует дальнейший ход развития аварии;
− организовывает отключение и обесточивание электроустановок;
− организовывает доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию
штатных средств пожаротушения;
− обеспечивает соблюдение режима противопожарной безопасности;
− организовывает вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно не
участвующих ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;
46
− сообщает на пульт оперативного дежурного территориального органа МЧС об
аварийной ситуации, при необходимости вызывает расчеты аварийно–спасательных
формирований и служб МЧС;
− сообщает об аварийной ситуации и при необходимости вызывает расчеты аварийных
формирований в соответствии с заключенными договорами;
− организовывает оцепление зоны разлива нефтепродукта, ограничивает допуск людей и
транспортных средств на территорию, обеспечивает установку предупреждающих и
запрещающих знаков;
− обеспечивает связь и сбор информации о ходе ликвидации разлива, ведение
оперативного журнала;
− контролирует прибытие расчетов аварийно–спасательных формирований;
− при возгорании приступает к тушению очага первичными средствами пожаротушения.
Последовательность действий по локализации и ликвидации возможных разливов
нефтепродуктов при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов II–го уровня.
Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (средствами
связи, оповещения, голосом, знаками), оповещает дежурного диспетчера. Дежурный диспетчер
оповещает руководителя КЧС, который, получив информацию, прекращает производственный
процесс, анализирует сложившуюся обстановку, немедленно оповещает руководство, вызывает
на место аварии аварийно–восстановительное звено. До прибытия АСФ руководитель КЧС в
ходе управления мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива
нефтепродуктов II–го уровня, выполняет следующие действия:
− оценивает размеры и прогнозирует дальнейший ход развития аварии;
− организовывает отключение и обесточивание электроустановок;
− организовывает доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию
штатных средств пожаротушения;
− обеспечивает соблюдение режима противопожарной безопасности;
− организовывает вывод из опасной персонал, непосредственно не участвующий в
ликвидации аварийного разлива нефтепродукта;
− сообщает на пульт оперативного дежурного территориального органа МЧС об
аварийной ситуации, при необходимости вызывает расчеты аварийно–спасательных
формирований и служб МЧС;
− сообщает об аварийной ситуации и при необходимости вызывает расчеты аварийных
формирований в соответствии с заключенными договорами;
− организовывает оцепление зоны разлива нефтепродуктов, ограничивает допуск людей
и транспортных средств, обеспечивает установку предупреждающих и запрещающих знаков;
− обеспечивает связь и сбор информации о ходе ликвидации разлива, ведение
оперативного журнала;
− контролирует прибытие расчетов аварийно–спасательных формирований;
− при возгорании приступает к тушению очага первичными средствами пожаротушения.
Алгоритм принятия решений при аварийных разливах представлен в таблице 15.
47
Таблица 15 – Алгоритм принятия решений при аварийных разливах.
Вид
аварий
Мероприятия по ликвидации аварии
1
2
Разгерметизация резервуара в
резервуарном парке → разлив
нефтепродукта в обваловании
Действия оперативного персонала
производственного объекта:
1. Оповещает персонал смены об аварии.
Лица, ответственные за
выполнение мероприятия
и исполнители
3
Нефтебаза
Места нахождения
средств для спасения
и ликвидации аварий
4
Комната хранения СИЗ
и СИЗОД
Первый заметивший
2. Информирует КЧС ОАО «ННК» об
аварии
3. Вызывает ФГКУ «1 пожарная часть
ФПС по НАО» и ОП ПЧ-1
4. Прекращает все работы на местах
аварии и близлежащих участках, удаляет
персонал, не занятый в ликвидации
аварии.
5.Отключает аварийный резервуар от
технологических трубопроводов
резервуарного парка закрытием
соответствующей арматуры.
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Ответственный
руководитель работ
(главный инженер) или
дежурный диспетчер
Действия начальника ПЧ, ООО
СПАСФ «Природа»
5
1. Определяют характер аварии, ее
опасность.
2. Выводят людей из опасной
зоны.
3. Прекращают ведение
газоопасных работ, движение
транспорта.
4. Выставляют посты в
направлении возможных проездов
и подходов в опасную зону.
5. При возгорании принимают
меры по тушению пожара до
прибытия пожарных
подразделений.
6. Определяют место установки и
последовательность работ
специальной и аварийной техники.
Оператор
6. Выставляет посты для встречи ПЧ-1
из персонала смены, имеющих при себе
средства индивидуальной защиты.
7. Ведет журнал начальника смены по
локализации и ликвидации аварийных
ситуаций.
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Действия персонала ООО СПАСФ
«Природа», привлекаемого к работам по
ЛЧС(Н):
Ответственный
руководитель работ ЛЧС(Н)
Склад оборудования
48
Разгерметизация автоцистерны
→ разлив нефтепродукта на
открытой местности
1. Выполняют работы по локализации
разлива нефтепродукта.
2. Осуществляют сбор нефтепродукта
из обвалования резервуарного парка с
помощью нефтесборного оборудования
3. Выполняют работы по зачистке
обвалования резервуарного парка.
Действия оперативного персонала
производственного объекта:
1. Объявляет об аварии по телефону
дежурному диспетчеру ОАО «ННК»
Комната хранения СИЗ
и СИЗОД
Первый заметивший
2. Информирует КЧС ОАО «ННК» об
аварии
3. Вызывает ФГКУ «1 пожарная часть
ФПС по НАО» и ОП ПЧ-1
4. Принимаются меры по прекращению
технологических операций по сливу
нефтепродуктов
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
5. Принимаются меры по немедленному
сливу нефтепродуктов из аварийной
автоцистерны.
1. Определяют характер аварии, ее
опасность.
2. Выводят людей из опасной
зоны.
3. Прекращают ведение
газоопасных работ, движение
транспорта.
4. Выставляют посты в
направлении возможных проездов
и подходов в опасную зону.
5. При возгорании принимают
меры по тушению пожара до
прибытия пожарных
подразделений.
6. Определяют место установки и
последовательность работ
специальной и аварийной техники.
Оператор
6. Выставляет посты для встречи ПЧ -1
из персонала смены, имеющих при себе
средства индивидуальной защиты.
7. Ведет журнал начальника смены по
локализации и ликвидации аварийных
ситуаций.
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Действия персонала ООО СПАСФ
«Природа», привлекаемого к работам по
ЛЧС(Н):
1. Выполняют работы по локализации
разлива нефтепродукта.
Склад оборудования
Ответственный
руководитель работ ЛЧС(Н)
49
Разгерметизация автоцистерны
на мосту → разлив
нефтепродукта на воде
2. Осуществляют сбор нефтепродукта с
локализованной территории при
помощи нефтесборного оборудования.
3. Выполняют работы по зачистке
загрязненной территории.
4. Вывозят замазученные отходы.
5. Эвакуируют поврежденную
автоцистерну.
Действия оперативного персонала
производственного объекта:
1. Объявляет об аварии по телефону
дежурному диспетчеру ОАО «ННК»
Комната хранения СИЗ
и СИЗОД
Первый заметивший
2. Информирует КЧС ОАО «ННК» об
аварии
3. Вызывает ФГКУ «1 пожарная часть
ФПС по НАО» и ОП ПЧ-1
4. Принимаются меры по немедленному
сливу нефтепродуктов из аварийной
автоцистерны.
5. Выставляет посты для встречи ПЧ -1
из персонала смены, имеющих при себе
средства индивидуальной защиты.
6. Ведет журнал начальника смены по
локализации и ликвидации аварийных
ситуаций.
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Оператор
1. Определяют характер аварии, ее
опасность.
2. Выводят людей из опасной
зоны.
3. Прекращают ведение
газоопасных работ, движение
транспорта.
4. Выставляют посты в
направлении возможных проездов
и подходов в опасную зону.
5. При возгорании принимают
меры по тушению пожара до
прибытия пожарных
подразделений.
6. Определяют место установки и
последовательность работ
специальной и аварийной техники.
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Действия персонала ООО СПАСФ
«Природа», привлекаемого к работам по
ЛЧС(Н):
1. Выполняют работы по локализации
разлива нефтепродукта.
2. Осуществляют сбор нефтепродукта
из обвалования резервуарного парка с
помощью нефтесборного оборудования
3. Выполняют работы по зачистке
обвалования резервуарного парка.
Склад оборудования
Ответственный
руководитель работ ЛЧС(Н)
50
АЗС-30
Разгерметизация резервуара в
резервуарном парке → разлив
нефтепродукта в обваловании
Действия оперативного персонала
производственного объекта:
1. Оповещает персонал смены об аварии.
Комната хранения СИЗ
и СИЗОД
Первый заметивший
2. Объявляет об аварии по телефону
дежурному диспетчеру ОАО «ННК»
Дежурный оператор АЗС-30
3. Информирует КЧС ОАО «ННК»
4. Вызывает ФГКУ «1 пожарная часть
ФПС по НАО» и ОП ПЧ-1
5. Прекращает все работы на месте
аварии и близлежащих участках,
эвакуирует посетителей и автотранспорт
с территории АЗС
Дежурный диспетчер или
лицо по его указанию
Дежурный оператор АЗС-30
Дежурный оператор АЗС-30
1. Определяют характер аварии, ее
опасность.
2. Выводят людей из опасной
зоны.
3. Прекращают ведение
газоопасных работ, движение
транспорта.
4. Выставляют посты в
направлении возможных проездов
и подходов в опасную зону.
5. При возгорании принимают
меры по тушению пожара до
прибытия пожарных
подразделений.
6. Определяют место установки и
последовательность работ
специальной и аварийной техники.
7.Отключает аварийный резервуар от
технологических трубопроводов
резервуарного парка закрытием
соответствующей арматуры.
Дежурный оператор АЗС-30
8. Ведет журнал начальника смены по
локализации и ликвидации аварийных
ситуаций.
Дежурный оператор АЗС-30
Действия персонала ООО СПАСФ
«Природа», привлекаемого к работам по
ЛЧС(Н):
1. Выполняют работы по локализации
разлива нефтепродукта.
2. Осуществляют сбор нефтепродукта
из обвалования резервуарного парка с
помощью нефтесборного оборудования
3. Выполняют работы по зачистке
обвалования резервуарного парка.
Склад оборудования
Ответственный
руководитель работ ЛЧС(Н)
51
Также в алгоритм выполнения специальных работ по ликвидации ЧС(Н)
предусматривает:
1. Обнаружение аварийного разлива;
2. Проверка информации и оповещение об аварийном разливе;
3. Передача по средствам связи первичной информации по возникшему случаю
аварии (отказе) на объектах ОАО «ННК». Идет оповещение всех задействованных служб
в наиболее короткие сроки;
4. Представление письменного оперативного сообщения об аварии по форме 2 к
постановлению «Об утверждении положения о порядке технического расследования
причин аварий на опасных производственных объектах» № 40 от 08.06.99 г.
Госгортехнадзор России;
5. Выполнение первичных действий по локализации и ликвидации аварийного
разлива нефтепродуктов до прибытия КЧС, сил и средств ЛРН;
6. Перекрывается аварийный участок емкости, с целью прекращения выхода
нефтепродуктов;
7. Создается комиссия для расследования причин и обстоятельств аварийной
утечки;
8. Установление факта аварии, уточнение обстановки, характер аварии и величины
вредного воздействия с выездом на место происшествия;
8.1. Составление акта обследования места аварийного разлива с указанием объема
разлитых нефтепродуктов, продолжительности истечения, характеристика места разлива.
Определение границ ее распределения, удаление (распространение) пятна нефтепродуктов
по течению. Определение расстояния утечки по течению водотока с места аварийной
ситуации. Состояние заградительных сооружений;
8.2. Оценка загрязнения окружающей среды;
8.3. Составление ситуационного плана места разлива с указанием точек отбора
проб почв, воды;
8.4. Отбор проб для оценки степени загрязнения. Пробы отбираются совместно с
представителями природоохранных органов;
9. Составление календарного плана работ по ликвидации последствий аварии.
Разработка организационных мероприятий по ликвидации последствий аварийного
разлива, с учетом минимизации вредного воздействия на окружающую среду;
10. Доставка спецтехники и рабочих бригад на место возникновения чрезвычайной
ситуации. Ликвидация аварии и локализация с помощью технических средств места
разлива нефтепродуктов;
10.1. Устройство на месте аварии с применением земляной техники амбара –
накопителя (временный амбар аварийного слива) для последовательного сбора
нефтепродуктов и нефтесодержащей жидкости. Установка улавливающих боновых
плавающих заграждений на водоеме для локализации разлива. Установка скимерной
системы, установка мотопомпы;
10.2. Сбор нефтепродуктов и нефтесодержащей жидкости с поверхности земли
шанцевым инструментом с доочисткой сорбентом – нанесением на загрязненную
поверхность. Сбор нефтепродуктов в разобранные резервуары. Для уменьшения
распространения разлива и сбора тонкой пленки с поверхности водотоков возможно
использование сорбента. Первичные мероприятия по первичной реабилитации
загрязненных территорий;
53
10.3. Проведение работ по зачистке территорий от остаточного загрязнения
нефтепродуктами. Сбор пропитанного нефтепродуктами сорбента с площади загрязнения
в емкости с последующим вывозом на утилизацию. Способы утилизации согласовываются
с природоохранными органами;
10.4. По согласованию с природоохранными органами остатки нефтепродуктов
выжигаются. Или организуется вывоз нефтезагрязненного грунта с последующей
передачей на захоронение предприятиям, имеющим лицензию по виду работ с
оформлением акта на вывоз и размещение;
10.5. Организация работ по восстановлению загрязненных нефтепродуктами земель
с применением технической и биологической рекультивации;
10.6. Рекультивация очищенной от загрязнения площади, рыхление, внесение
удобрений, посев многолетних трав;
10.7. Сдача по акту постоянному владельцу. Указать результаты проведенных
работ: характер местности после зачистки, количество собранных нефтепродуктов и места
ее размещения, количество нефтепродуктов в воде и почве прилегающей территории,
количество и место размещения нефтезагрязненного грунта, перечня видов работ,
необходимых для окончательного завершения последствий разлива (рекультивация
земель, утилизация нефтешлама) с указанием сроков их проведения;
10.8. Расследование причин аварии. Составление технического акта на объектах
ОАО «ННК»;
10.9. Указать состав комиссии по расследованию привести характеристику объекта
и места отказа или поломки, дать характеристику. Перечень работ, мероприятий по
ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов;
10.10. Проведение расчета затрат ОАО «ННК» на ликвидацию аварий и ее
последствий;
10.11. Анализ причин возникновения аварии с последующей разработкой
мероприятий по предприятию и предотвращению данных ситуаций.
При возникновении локальной (не выходящей за пределы технологического блока)
чрезвычайной ситуации. Принимаются меры по предупреждению дальнейшего развития
аварии, остановка производственного процесса до окончания ремонтных работ.
Управление мероприятиями по ликвидации аварии производится главным инженером с
рабочего места, или с любого другого места, обеспеченного средствами связи. При
идентификации разлива нефтепродукта, как чрезвычайной ситуации, о факте ЧС и ходе ее
ликвидации по установленному порядку докладывается в комиссию по ЧС района, где
произошла аварийная ситуация.
При угрозе развития или распространении аварии за пределы объекта вводится в
полном объеме «План локализации и ликвидации аварийных ситуаций». Управление
осуществляется с рабочих мест или с пункта управления (ПУ), или из подвижного ПУ.
Организуются наблюдение за местом аварии, определяются границы зоны чрезвычайной
ситуации. О факте чрезвычайной ситуации, времени возникновения, масштабах,
докладывается в комиссию района, где произошла аварийная ситуация установленным
порядком.
В местах проведения аварийно-технических и других неотложных работ
назначаются ответственные должностные лица по видам и участкам работ, при
необходимости организуются все виды обеспечения производимых работ.
54
Общее руководство работами по ликвидации ЧС осуществляет председатель КЧС и
ОПБ ОАО «ННК». До его прибытия на место аварии обязанности по общему руководству
работами выполняет начальник нефтебазы.
Алгоритмы (последовательность) принятия решений
Разлив нефтепродукта
Определение основных параметров разлива НП: его тип, источник
разлива, приблизительный объем, направление движения и организация
наблюдения за пятном
Выполнение мероприятий по прекращению вытекания НП
Продолжается ли вытекание НП
Да
Нет
Можно ли локализовать и собрать НП
механическими средствами у места
разлива
Сбор НП
Да
Да
Работа
сделана
Нет
Проведение доочистки
местности (акватории)
Нет
Угрожает ли НП зонам приоритетной
защиты
Да
Остался ли
НП
Нет
Позволяют ли течение, глубины, волнение и погодные
условия установить отклоняющие и улавливающие
боны
Да
Продолжение наблюдения за движением пятна
нефтепродуктов
Нет
Установка отклоняющих и
улавливающих бон и сбор НП
Остался ли НП?
Нет
С ходом времени произошло ли естественное
разложение, выветривание и перемешивание
пятна НП
Работа сделана
Да
Позволяют ли течение, глубины, волнение и
погодные условия локализовать и собрать НП до
его выброса на берег?
Да
Проведение доочистки
местности (акватории)
Сбор НП
Да
Прекращение
наблюдения
Нет
Проведение очистки
береговой полосы
Нет
Остался ли НП?
55
3.3.2. Тактика реагирования на разливы нефтепродуктов и мероприятия
по обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных
ценностей
Тактика реагирования предусматривает:
− оповещение (п.1.1 часть II Плана ЛАРН);
− отключение аварийных участков, оборудования;
− локализация аварийного разлива (п.1.4 часть II Плана ЛАРН);
− эвакуация незадействованного рабочего персонала;
− спасение материальных ценностей;
− ликвидация аварийного разлива (п.2.4 часть II Плана ЛАРН);
− мониторинг окружающей среды (п.1.3 часть II Плана ЛАРН);
− восстановление сил и средств.
В основе действий по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов лежит
задача по минимизации последствий аварийной ситуации. С этой целью установлен
максимальный срок для локализации аварийного разлива на акваториях, который
составляет 4 часа и 6 часов на суходоле с момента обнаружения или поступления
информации о разливе. В зависимости от обстановки локализация разлива может
осуществляться путем ограничения пятна разлива боновыми заграждениями из
сорбирующих материалов. Разливы нефтепродукта, объемы которого не превышают
параметров, при которых разлив классифицируется как чрезвычайная ситуация, могут
ликвидироваться путем засыпки места разлива сорбирующим материалом (песок или
специальный сорбент), с его последующим сбором и утилизацией.
Тактика реагирования на разливы нефтепродуктов
В случае угрозы или возникновения аварии основным способом защиты населения,
материальных и культурных ценностей, которым угрожает опасность, является их
эвакуация из зон возможной ЧС в заблаговременно запланированные безопасные районы.
При возникновении чрезвычайных ситуаций, исходя из складывающейся
обстановки, для обеспечения безопасности населения проводится комплекс правовых,
организационных,
эколого–защитных,
санитарно–гигиенических,
санитарно–
эпидемиологических и специальных мероприятий, направленных на предотвращение или
предельное снижение угрозы жизни и здоровью людей, потери их имущества и нарушения
условий жизнедеятельности в зонах чрезвычайных ситуаций. ОАО «ННК» совместно с
Главным Управлением МЧС РФ по НАО обязаны оперативно и достоверно
информировать население через средства массовой информации и по иным каналам о
состоянии защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций и принятых мерах
по обеспечению их безопасности, о прогнозируемых и возникших чрезвычайных
ситуациях, о приемах и способах защиты населения от них, в порядке установленном
законодательством РФ.
Для защиты жизни и здоровья населения в чрезвычайных ситуациях, исходя из
складывающейся обстановки, осуществляются следующие основные мероприятия:
− оповещение населения о чрезвычайных ситуациях и дальнейших действиях в
сложившейся обстановке;
− укрытие людей в приспособленных под нужды защиты населения помещениях
производственных, общественных и жилых зданий, а также в специальных защитных
сооружениях;
− эвакуация населения из зон чрезвычайной ситуации;
− использование средств индивидуальной защиты органов дыхания и кожных
покровов;
− оказание медицинской помощи;
56
− проведение аварийно–спасательных и других неотложных работ в зонах
чрезвычайных ситуаций;
− поддержание общественного порядка в зоне чрезвычайных ситуаций.
Для защиты персонала, населения и материальных ценностей от аварии, не
связанных с природными катастрофами, руководящий аппарат ОАО «ННК»
разрабатывает и применяет решения по обеспечению надежности и безопасности работы
объектов ОАО «ННК». Осуществление этих решений контролируется на стадии
проектирования, строительства и эксплуатации объектов в соответствии с требованиями
нормативных документов.
Эффективность планируемых мер подготавливается всем ходом работ по
подготовке персонала к эксплуатации объекта, созданию планов ликвидации возможных
аварий, их обсуждению и изучению, проверке знаний и отработке навыков в процессе
проведения.
Сценарии
реагирования
по
локализации
разливов
нефтепродуктов
классифицируются в зависимости от участков работ:
− действия по сокращению объемов у источника разлива;
− действия с растекшимися нефтепродуктами на поверхности земли.
Для каждой ситуации, при выборе стратегии реагирования учитываются:
− условия окружающей среды, т.е. время года, зимние/летние условия и
местоположение нефтяного пятна;
− технологии реагирования, т.е. варианты контрмер, их осуществимость и вопросы
управления отходами.
Стратегия реагирования должна базироваться на следующих основных принципах:
− прежде чем предпринимать какие–либо действия необходимо продумать их
последствия;
− необходимо предпринимать все меры для предотвращения распространения
нефтеразлива в окружающую среду.
Мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения
Охрана здоровья населения обеспечивается системой мер законодательного,
правового, административно–хозяйственного, технико–экономического характера,
установлением контроля за состоянием окружающей природной среды, созданием
оптимальных санитарно–гигиенических условий, а так же путем профилактики и лечения
больных и ослабленных лиц.
При возникновении чрезвычайных ситуаций, исходя из складывающейся
обстановки, для обеспечения безопасности населения проводится комплекс правовых,
организационных,
эколого–защитных,
санитарно–гигиенических,
санитарно–
эпидемиологических и специальных мероприятий, направленных на предотвращение или
предельное снижение угрозы жизни и здоровью людей, потери их имущества и нарушения
условий жизнедеятельности в зонах чрезвычайных ситуаций.
Работа по защите населения и материальных ценностей организуется Главным
Управлением МЧС РФ по НАО.
Руководящий состав ОАО «ННК» обязан:
− своевременно информировать в установленном порядке федеральные органы
исполнительной власти в области промышленной безопасности, его территориальные
органы, а также органы местного самоуправления и население об аварии на опасном
производственном объекте;
− создавать системы оповещения, связи и поддержки в случае аварии и
поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии.
В случае угрозы или возникновения аварии основным способом защиты населения,
материальных и культурных ценностей, которым угрожает опасность, является их
эвакуация из зон возможной ЧС в заблаговременно запланированные безопасные районы.
57
Оповещение населенных пунктов, попадающих в зону влияния аварийного разлива
нефтепродуктов, производится объявлением через местную администрацию по радио,
телевидению. По передвижным станциям оповещения, местной радиотрансляционной
сети нужно провести разъяснения по выходу из опасной зоны, предупредить население об
опасности разведения открытого огня, курения, и т.п.
В населенные пункты, попадающие в зону влияния аварийного разлива
нефтепродуктов, должны выехать пожарные подразделения из ближайшей пожарной
части для предотвращения возможных пожаров.
При необходимости руководство КЧС и ОПБ ОАО «ННК» обращается за помощью
в вышестоящие структуры или местные подразделения гражданской обороны и отделения
районных комиссий по ЧС. В случае угрозы здоровью населения, группа контроля
докладывает в КЧС г. Нарьян-Мар на котором произошел аварийный разлив
нефтепродуктов о необходимости применения средств индивидуальной защиты или
эвакуации населения. Комиссия по чрезвычайным ситуациям организует доставку средств
защиты в населенные пункты.
Оцепление места пожара и усиление режима допуска людей и транспорта к местам
проведения спасательных работ, а также охрана объектов осуществляется службой
безопасности ОАО «ННК» совместно с отрядами ОВД и ГИБДД.
В случаях ЧС(Н) работы по локализации и ликвидации аварийного разлива
нефтепродуктов осуществляются в порядке, установленном Постановлением
Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 г. № 794 «О единой государственной
системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций».
Работа по защите населения и материальных ценностей организуется КЧС г.
Нарьян-Мар. Основными задачами комиссии являются:
− обеспечение выполнения мероприятий по проведению аварийно–спасательных и
других неотложных работ при ЧС;
− участие в осуществлении мероприятий по социальной защите населения,
пострадавшего от ЧС, а также по реализации прав и обязанностей населения в области
защиты от чрезвычайных ситуаций, в том числе непосредственно участвующих в
ликвидации ЧС.
Основные задачи комиссии ОАО «ННК» по ЧС включают:
− планирование и организация эвакуации населения, материальных и культурных
ценностей, их размещение и возвращение соответственно в места постоянного
проживания либо хранения.
Люди, попавшие в аварийную зону, немедленно выводятся в безопасную зону,
технические средства перемещаются на безопасное расстояние. В случае необходимости
оказывается доврачебная помощь, и принимаются меры по вывозу пострадавших в
близлежащий медицинский пункт для оказания медицинской помощи.
Автомобильные и железные дороги, расположенные ближе 1 км от зоны
локализации АРН, должны быть закрыты до тех пор, пока 90 % нефтепродуктов не будет
собрано.
При перевозке опасных грузов автомобильным транспортом, должны соблюдаться
следующие требования:
− водитель специального автотранспорта осуществляющего перевозку опасных
грузов автомобильным транспортом обязан иметь свидетельство о прохождении
специальной подготовки по утвержденным программам для водителей, осуществляющих
перевозку опасных грузов.
Действия персонала:
− сообщает по телефону дежурному диспетчеру об аварийном разливе
нефтепродуктов;
58
− перекрывает задвижки, отсекающие поврежденный участок технологического
оборудования;
− прекращает операции слива/налива нефтепродуктов.
далее совместно с дежурным диспетчером и диспетчерами пожарной связи:
− оповещает персонал, находящийся на территории аварийного блока по
громкоговорящей связи либо голосом;
− проводит эвакуацию техники и людей с территории аварийного блока,
перекрывает въезд на площадки, устанавливает ограждения;
− обесточивает электрооборудование;
− обеспечивает подготовку и организацию выдачи средств индивидуальной
защиты;
− при необходимости оказывает первую помощь пострадавшим.
Действия ответственного руководителя работ по локализации и ликвидации
аварийной ситуации – до принятия им управления на себя данные функции
возлагаются на начальника склада ГСМ:
− фиксирует время поступления информации о ЧС в журнале
− производит контрольный звонок на объект и подтверждает полученную
информацию;
− через дежурного диспетчера оповещает должностных лиц и учреждения
согласно схеме оповещения;
− уточняет характер аварийной ситуации с учетом специфики места
возникновения аварии, природно–климатических условий, экспертно оценивает
возможные последствия аварийной ситуации;
− при необходимости прибывает лично к месту аварии и принимает руководство
работами по локализации и ликвидации аварийной ситуации;
− принимает решение о привлечении ООО СПАСФ «ПРИРОДА»;
− организует передвижной пункт управления, сообщает о месте его расположения
всем исполнителям;
− по прибытии аварийно–спасательных служб немедленно отдает распоряжение о
начале работ по локализации разлива нефтепродуктов;
− в соответствии с принятым способом локализации и ликвидации аварийной
ситуации привлекает необходимое количество техники и специальных технических
средств объекта для обеспечения непрерывной работы по локализации и ликвидации
аварийной ситуации;
− составляет план производства работ по локализации и ликвидации аварийной
ситуации и ее последствий;
− дает указания об удалении людей, не участвующих непосредственно в
локализации и ликвидации аварийной ситуации, из всех опасных и угрожаемых мест и о
выставлении постов на подступах к аварийному участку;
− назначает ответственное лицо для ведения оперативного журнала по ликвидации
аварии;
− контролирует правильность действия персонала и выполнения своих
распоряжений;
− координирует действия местной пожарной части, утоняет с руководителем ПЧ
конструктивные и технологические особенностях аварийного объекта, прилегающих
строений и сооружений, количество и пожароопасные свойства хранимых и применяемых
веществ, материалов, изделий.
Действия пожарной части:
− организует своевременный вызов резервной и сводной смены пожарной части
(при необходимости);
59
− держит постоянную связь с ответственным руководителем работ по локализации
и ликвидации аварийной ситуации и систематически информирует его о ходе работ;
− по возможности производятся действия по уменьшению утечки нефтепродуктов
(укупорка и т.п.);
− осуществляет откачку нефтепродуктов из поврежденной емкости;
− производит операция по локализации разлива нефтепродуктов (создание
контурного заграждения, устройство обвалования);
− для предотвращения воспламенения разлившихся нефтепродуктов, покрывает
поверхность разлива воздушно–механической пеной;
− до прибытия ответственного руководителя работ информирует дежурного
диспетчера о сложившейся ситуации;
− переходит в подчинение руководителя работ по локализации и ликвидации
аварийного разлива нефтепродукта после его прибытия на объект.
Действия командира ООО СПАСФ «ПРИРОДА»:
− докладывает ответственному руководителю работ о своем прибытии;
− знакомиться с оперативной обстановкой, с принятыми мерами в соответствии с
данным Планом;
− осуществляет непосредственное руководство персоналом ООО СПАСФ
«ПРИРОДА» в работах по немедленному ограничению и локализации разлива, по сбору
разлитых нефтепродуктов;
− уточняет необходимое количество противоаварийных средств, оборудования,
личного состава и при необходимости обеспечивает дополнительную доставку сил и
средств в зону аварийного разлива;
− проверяет отсутствие в зоне аварии людей, не занятых ее локализацией и
ликвидацией, организует эвакуацию пострадавших из зоны аварии;
− руководит спасательными работами в соответствии с заданиями ответственного
руководителя работ по локализации и ликвидации аварийной ситуации;
− обеспечивает газозащитной аппаратурой и инструментами лиц, участвующих в
работах при локализации и ликвидации аварийной ситуации;
− устанавливает предупредительные знаки и указатели движения людей из
опасной зоны, выставляет перед загазованным участком дежурные посты;
− осуществляет непосредственное руководство персоналом ООО СПАСФ
«ПРИРОДА» в работах по окончательной зачистке загрязненной территории, вывозу
нефтезагрязненного грунта, отходов и других материалов;
− обеспечивает необходимое участие работников ООО СПАСФ «ПРИРОДА» при
проведении работ по локализации и ликвидации разлива нефтепродуктов.
Действия КЧС и ОПБ ОАО «ННК»:
– после сбора информации об аварии координирует и контролирует работу всех
подведомственных подразделений;
− оценивает соответствие сил и средств, время их доставки на место аварии по
степени значимости аварии в сравнении с расчетами, после чего принимает окончательное
решение о необходимости помощи на месте аварии;
− при необходимости привлекает силы и средства МЧС России по НАО,
организует их взаимодействие при локализации и ликвидации аварийной ситуации в
зависимости от масштаба аварии и возможных последствий;
− разрабатывает совместно с привлекаемыми организациями дополнительные
мероприятия, направленные на уменьшение потерь от аварии и охрану окружающей
среды;
− координирует работу всех сил и средств подразделений и служб, привлекаемых
к работам по ЛЧС(Н);
60
− организует патрулирование и охрану мест разлива нефтепродуктов, подъездных
дорог;
− выполняет рекомендации и требования представителей инспекции РТН, РПН,
ГУ МЧС РФ по НАО по оперативному и безопасному ведению работ при локализации и
ликвидации аварийной ситуации и обеспечению безопасности персонала и населения.
Контроль за осуществлением анализа уровня загрязнения в зоне аварии несут
представители Росприроднадзора.
Ответственный за безопасность условия пожарной безопасности и охраны труда
персонала является руководитель работ.
Контроль за соблюдением безопасности условий труда, пожарной безопасности и
охраны труда персонала является ведущий инженер ПБ, ОТ и Э ОАО «ННК».
Мероприятия считаются завершенными после обязательного выполнения
следующих этапов:
− прекращение сброса нефтепродуктов;
− сбор разлившихся нефтепродуктов до максимально достижимого уровня,
обусловленного
техническими
характеристиками
используемых
специальных
технических средств;
− размещение собранных нефтепродуктов для последующей их утилизации,
исключающее вторичное загрязнение объектов окружающей природной среды.
Последующие работы по ликвидации последствий разливов нефтепродуктов,
реабилитации загрязненных территорий осуществляются в соответствии с проектами
(программами) рекультивации земель и очисткой воды, имеющими положительное
заключение государственной экологической экспертизы.
Указанные работы могут считаться завершенными при достижении допустимого
уровня остаточного содержания нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в
водоеме и почвах прилегающей территории, при котором:
− исключается возможность поступления нефтепродуктов (или продуктов их
трансформации) в сопредельные среды и на сопредельные территории;
− допускается использование земельных участков и водоема по их основному
целевому назначению (с возможными ограничениями) или вводится режим консервации,
обеспечивающий достижение санитарно–гигиенических нормативов содержания в воде и
почве нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) или иных установленных в
соответствии с законодательством Российской Федерации нормативов в процессе
самовосстановления воды и почвы (без проведения дополнительных специальных
ресурсоемких мероприятий).
Рекультивированные площади после завершения мероприятий по рекультивации
нарушенных и нефтезагрязненных участков принимаются в установленном
законодательством порядке постоянными комиссиями при ОМС, состав которых
утверждается главами администрации городов (районов), в соответствии с критериями
приемки рекультивированных земель.
3.4.
Оценка воздействия на акваторию порта
3.4.1. Общие требования по предотвращению загрязнения акватории
морского порта
Все морские российские и иностранные суда, суда портового, речного и
маломерного флотов, а также все юридические лица, имеющие особую акваторию, или
осуществляющие какую-либо деятельность на акватории порта, обязаны выполнять
требования Международной конвенции по предотвращению загрязнения моря с судов
61
(МАРПОЛ 73/78), Федерального закона «Об охране окружающей среды», Водного
Кодекса РФ, Наставлений по предотвращению загрязнения с судов и других нормативных
актов, изданных на их основе.
В границах акватории морского порта запрещается сброс в воду, на лед, причалы
и берег с судов, наплавных сооружений и береговых объектов:
− любых видов нефтепродуктов, масел и жиров любого происхождения, а также
веществ и их смесей, вредных для здоровья людей и окружающей среды;
− любых нефтесодержащих смесей, в том числе и чистого водяного балласта из
танков, использовавшихся для перевозки нефтепродуктов, льяльных вод и любых
моечных смесей, использовавшихся при мойке грузовых трюмов и емкостей, палуб
и т.п., содержащих нефтепродукты, ядовитые, вредные и опасные для окружающей
среды вещества;
− хозяйственно-фекальных вод, пищевых отходов, шлаков, а также различного вида
мусора.
Всем судам на стоянке и на ходу запрещается чрезмерное дымление из дымовых
и выхлопных труб; продувать и банить судовые паровые котлы допускается только
на расстоянии не менее 2 миль (3,7 км) от ближайших городских, поселковых, заводских
складских сооружений.
При выполнении грузовых операций с сыпучими и жидкими грузами должны быть
приняты все необходимые меры для предупреждения попадания их за борт судна
и локализации случайно попавших на воду этих веществ.
Капитаны (вахтенная служба) судов при обнаружении на водной поверхности,
причале или берегу вблизи своих судов пятен нефтепродуктов, плавающего мусора,
следов или признаков вредных веществ, равно как и при обнаружении сброса этих
веществ с других судов или береговых объектов, обязаны немедленно доложить об этом
в ИГНП и внести соответствующую запись в судовой журнал.
При ликвидации разливов нефтепродуктов на акватории порта использование
диспергентов запрещается.
На всех судах, находящихся на акватории морского порта и подпадающих под
действие нормативных актов, указанных в начале данного раздела, клапаны, клинкеты и
иные запорные устройства, в том числе дублирующие и дистанционные, балластных,
осушительных, фановых и других систем, через которые возможна откачка за борт
сточных вод и иных вредных веществ, должны быть плотно закрыты и опломбированы.
Указанные выше системы должны быть переведены на слив сточных вод
в специальные судовые отстойные цистерны и танки. Если какая-то часть туалетов,
душевых и т.п. помещений не имеет стока в указанные выше цистерны, то эти помещения
должны быть закрыты на замок и опечатаны. О дате, времени и месте опломбирования
указанных выше устройств должна быть сделана запись в судовом и машинном журналах.
Снятие указанных выше пломб (печатей) допускается:
− после выхода судна из порта в море за пределы запретных для сброса зон;
− если сброс сточных вод должен быть произведен в целях безопасности судна
и находящихся на его борту людей;
− на время сдачи нефтесодержащих и сточных вод на специализированные суда
или береговые очистные сооружения.
62
На всех судах, находящихся на акватории порта, должны быть установлены
специальные емкости или съемные контейнеры под пищевые отходы, сухой мусор,
нефтезагрязненную ветошь и другие судовые отходы. При этом различные виды отходов
запрещается смешивать друг с другом. Выгружать и оставлять на причалах емкости
и контейнеры, заполненные судовыми отходами, запрещается.
Суда, находящиеся на акватории порта, обязаны регулярно сдавать накопившиеся
в отстойных цистернах (танках) и других емкостях нефтезагрязненные и сточные, густые
осадки нефтесодержащих продуктов, контейнеры с пищевыми отходами и мусором
на специализированные сборщики или береговые очистные сооружения.
Заявки на удаление с судов загрязненных вод и судовых отходов по мере
их накопления в специальных судовых емкостях подаются капитанами судов в адрес
предприятий, имеющих специализированный транспорт или приемные береговые
сооружения, через агентирующее судно организации или судовладельца не позднее
чем за 24 часа до готовности судна к той или иной операции.
Запрещается выход судов из порта в море, если они не сдали скопившиеся за время
стоянки загрязненные воды и судовые отходы.
Выход в море таких судов может быть разрешен, если они представят в
администрацию порта документы, подтверждающие, что судно оборудовано
устройствами по утилизации, очистке и уничтожению загрязненных вод и судовых
отходов, одобренных Морским Регистром или иным классификационным обществом, или
расчет о том, что свободный объем емкостей для сбора судовых отходов достаточен и
позволяет судну без сброса этих веществ выйти за пределы зон, запретных для сброса.
ОАО «ННК» неукоснительно выполняет вышеперечисленные требования по
предупреждению загрязнения акватории морских портов, находящихся в зоне его
деятельности.
3.4.2. Мероприятия по предотвращению, локализации и ликвидации
аварийных разливов нефтепродуктов
Комплексные мероприятия по предотвращению разливов нефтепродуктов и их
своевременный сбор, осуществляемые ОАО «ННК» в соответствии с требованиями
действующих нормативных документов, в значительной степени позволяют
предотвратить загрязнение водной акватории морского порта и прилегающей к району
разлива территории. Все организации, хранящие и перевозящие нефтепродукты, в случае
их утечки должны действовать в соответствии с инструкцией и другими руководящими
документами по ликвидации разлива.
Специально разработанный ГОСТ 17.1.3.05-82 (СТ СЭВ 3078-81) «Охрана
природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от
загрязнения нефтью и нефтепродуктами», еще начиная с 1983 года, обязывал все
организации, деятельность которых связана с использованием, перевозкой и хранением
нефтепродуктов разработать план ликвидации аварийных ситуаций и утечек
нефтепродуктов, который должен содержать перечень объектов и территорий,
подлежащих особой защите от загрязнения, указания по оповещению заинтересованных
служб и организаций, перечень технических средств, порядок действий по ликвидации
аварий и утечек нефтепродуктов, способ утилизации разлившихся нефтепродуктов.
63
Советом Министров СССР было принято Постановление № 118 «Об усилении
борьбы с загрязнением моря веществами, вредными для здоровья людей и живых
ресурсов моря». В развитие данных подзаконных актов принимались многочисленные
руководящие документы (инструкции) по организации работ по ликвидации аварийных
разливов нефти в море.
Начиная с 2000 года, Правительством РФ усилены меры по предупреждению и
ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. Приняты следующие
Постановления Правительства РФ:
− От 21.08.2000г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации
аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»;
− От 15.04.2002г. № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и
ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на территории
Российской Федерации».
Во исполнение данных Постановлений Правительства РФ, а также международных
требований ОАО «ННК» разработан План по предупреждению и ликвидации аварийных
разливов нефтепродуктов (ПЛАРН) на акватории морского порта Нарьян-Мар и
прилегающей к порту территории.
Основной целью Плана ЛАРН, определенной Приказом МЧС РФ от 28.12.2004 №
621 [54], является: заблаговременное проведение мероприятий по предупреждению
ЧС(Н); поддержание готовности сил и средств их ликвидации для обеспечения
безопасности населения и территорий; максимально возможное снижение ущерба и
потерь в случае их возникновения во время проведения операций с нефтепродуктами,
выполняемых ОАО «ННК» в пределах акватории морского порта Нарьян-Мар.
Основными задачами планирования мероприятий по предупреждению и
ликвидации возможных
чрезвычайных
ситуаций,
обусловленных
разливами
нефтепродуктов при авариях, связанных с нарушением герметичности трубопроводов,
автоцистерн, резервуаров хранения ОАО «ННК» являются: обоснование уровней
возможных ЧС(Н) и последствий их возникновения; установление основных принципов
организации мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС(Н) на соответствующих
уровнях для определения достаточности планируемых мер с учетом состояния возможных
источников ЧС(Н), а также географических и гидрометеорологических особенностей
района возможного РН; осуществление наблюдения и контроля за социальноэкономическими последствиями ЧС(Н), мониторинга окружающей среды и обстановки в
районе возможной ЧС(Н); определение порядка взаимодействия привлекаемых
организаций, органов управления, сил и средств в условиях ЧС(Н), организация
мероприятий по обеспечению взаимного обмена информацией; обоснование достаточного
количества и состава собственных сил и средств Организации для ликвидации ЧС(Н) и
АСФ(Н), состоящих из подразделений спасателей ЛРН, оснащенных специальными
техническими средствами, оборудованием, снаряжением и материалами, аттестованных в
установленном порядке; установление порядка обеспечения и контроля готовности к
действиям органов управления сил и средств, предусматривающего планирование учений
и тренировок, мероприятий по обеспечению профессиональной подготовки персонала и
повышения его квалификации, создание финансовых и материальных ресурсов, а также
поддержание в соответствующей степени готовности АСФ(Н); составление
ситуационного графика (календарного плана) проведения оперативных мероприятий по
64
ЛЧС(Н); планирование мероприятий по ликвидации последствий ЧС(Н) предполагает
достижение конечной цели Плана ЛРН - предотвращение ЧС(Н) и предупреждение
вторичных ЧС, сохранение жизни и здоровья людей, снижение размеров ущерба
окружающей природной среде и материальных потерь в случае возникновения РН.
Максимальный разлив нефтепродуктов (до 5000
тонн, регионального
значения) ОАО «ННК» ликвидирует силами привлекаемого на договорной основе с ООО
специализированное профессиональное аварийно-спасательное формирование «Природа»
(ООО СПАСФ «Природа»). Действиями руководит КЧС и ПБ ОАО «ННК».
Вышестоящим координирующим органом по территориальной принадлежности
для КЧС и ПБ ОАО «ННК» является комиссия Правительства Ненецкого АО по
предупреждению и ликвидации ЧС и обеспечению пожарной безопасности, выполняющая
соответствующие функции при РН регионального значения [Постановление
Правительства РФ от 30.12.2003 г. № 794 «О единой государственной системе
предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»].
Вышестоящим координирующим органом для КЧС и ПБ органа исполнительной
власти субъекта РФ является Правительственная комиссия по предупреждению и
ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности,
возглавляемая Министром МЧС России.
Организационные мероприятия
К мероприятиям организационного характера относятся:
− проведение обучения руководящего состава и персонала предприятия
привлекаемого к действиям по предупреждению, локализации и ликвидации ЧС(Н);
− проведение дополнительного контроля работоспособности техники и
оборудования, ведения журнала технической готовности техники задействованной в
операциях по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов;
− проведение учений по локализации и ликвидации условной аварии, с полным
соблюдением всех действий предусмотренных в сетевом графике настоящего плана;
− постоянный контроль со стороны членов КЧС за наличием, исправностью и
готовностью всех необходимых средств СИЗ, с периодическими комиссионными
проверками, которые оформляются протоколом по предприятию;
− проведение учений совместно с профессиональными АСФ и пожарными
организациями, на предмет взаимодействия в случае возникновения ЧС(Н).
Организация вышеуказанных мероприятий лежит на председателе КЧС и ОПБ,
который обязан организовать их выполнение. Для выполнения мероприятий в
обязательном порядке выполняются следующие действия:
− создание приказа по предприятию о проведении учений с указанием сил и
средств, привлекаемых в учении и разработкой ситуационной модели предполагаемой
аварии;
− назначение ответственных лиц за проведение учений;
− назначение ответственных лиц за проведение работ по постоянному контролю
технического состояния техники и оборудования;
− назначение ответственных лиц, которые будут осуществлять контроль за
состоянием СИЗ и поддержанием их в постоянной готовности;
− разработка плана и программы подготовки учений совместно с
профессиональным АСФ и пожарным формированием.
65
Инженерно-технические мероприятия
К мероприятиям инженерно–технического характера относятся:
- организация изучения правил оказания первой помощи пострадавшим при аварийной
ситуации;
- постоянный контроль и организация повторных инструктажей по технике безопасности с
персоналом филиала Нефтебаза с целью предотвращения ЧС;
- обязательное соблюдение требований технологического процесса;
- постоянный контроль готовности личного состава задействованного в оперативной
группе быстрого реагирования и проверка их оснащения всеми необходимыми
средствами;
- ознакомление персонала филиала Нефтебаза с планом ликвидации аварии и настоящим
планом;
- обучение персонала филиала Нефтебаза действиям в условиях ЧС(Н), с привлечением
специалистов соответствующего профиля;
- проведение противоаварийных тренировок;
- соблюдение проектных решений по эксплуатации технологического оборудования
объектов;
- соблюдение всех требований нормативно–правовой и технической документации.
Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности
Работы по ликвидации разлива нефтепродуктов проводятся в соответствии с
требованиями «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» (ППБ-01-03) и
других нормативных документов, регламентирующих вопросы пожарной безопасности.
Для предупреждения возникновения пожара при выполнении мероприятий ЛРН:
− вводится запрет на допуск в опасные зоны посторонних лиц и транспортных средств, не
принимающих участия в аварийных работах;
− вводится режим допуска на территорию газоопасных зон персонала и техники,
участвующих в ЛРН;
− устанавливается порядок проведения огневых работ и применения технических средств,
при ликвидации разливов нефтепродуктов;
− определяются концентрация и температура вспышки паров нефтепродуктов в
воздушной среде рабочей зоны;
− уточняется порядок ввода особого противопожарного режима, условия и маршруты
эвакуации людей с территории, оказавшейся в опасной зоне;
− осуществляются другие необходимые мероприятия, определенные регламентными
документами, разработанными подразделением пожарной безопасности и аварийноспасательных работ Организации.
Границы газоопасной зоны устанавливаются руководителем работ по ликвидации
разлива нефтепродуктов на основании результатов контроля загазованности воздуха. При
этом ширина опасной зоны должна быть не менее 200 метров от ареала распространения
нефтепродуктов.
По периметру опасной зоны, в том числе вблизи производственных объектов,
устанавливаются предупредительные знаки. Количество предупредительных знаков
выбирается из расчета их видимости с любой точки периметра опасной зоны.
Места разлива нефтепродуктов ограждаются, например, красными флажками, а в
темное время суток - световыми сигналами и освещаются фонарями напряжением не
66
более 12В с уровнем взрывозащиты, соответствующим категории и группе взрывоопасной
смеси, включение и выключение которых должно производиться вне взрывоопасной
зоны.
Вблизи производства аварийных работ постоянно находится пожарный автомобиль
пенного тушения или цистерна (емкость) вместимостью не менее 1500л, заполненная
водопенным раствором, и пожарной мотопомпой, а также первичные средства
пожаротушения (кошма, асбестовое полотно, огнетушители и т.д.) в количестве,
предусмотренном нарядом-допуском на выполнение работ повышенной опасности.
В газоопасной зоне запрещается проводить любые работы, не связанные с
ликвидацией аварийной ситуации.
Допуск в опасную зону разрешается только персоналу, занятому в аварийных
работах. Проезд на территорию газоопасной зоны до полного устранения последствий
аварии разрешается только транспорту аварийных бригад. При этом транспорт с
двигателями внутреннего сгорания должен быть оборудован искрогасителями.
В рабочей зоне до начала работ и ежечасно в период их выполнения определяется
концентрация паров нефтепродуктов в воздухе. При появлении явных признаков
увеличения концентрации паров нефтепродуктов, а также при резком изменении
погодных условий (изменении направления ветра, повышение температуры, уменьшение
облачности и т.п.) проводятся дополнительные замеры концентрации паров.
Пробы воздуха отбираются у кромки пятна нефтепродуктов на высоте 1м от
поверхности воды (почвы).
В случае использования при аварийных работах технических средств и
оборудования, ограниченных по применению во взрывоопасных средах, в зоне разлива
нефтепродуктов необходимо наряду с определением концентрации паров нефтепродуктов
производить отбор проб и определять температуру вспышки паров нефтепродуктов.
При температуре вспышки паров нефтепродуктов 61°С и ниже допускается
применение только оборудования взрывозащищенного исполнения и инструментов,
изготовленных из материалов, исключающих образование искр при ударах.
При возникновении пожара в период ликвидации разлива нефтепродуктов
руководителем тушения пожара является прибывшее на пожар старшее оперативное
должностное лицо пожарной охраны.
В этом случае руководитель работ по ликвидации разлива нефтепродуктов и все
работники, находящиеся в его распоряжении, поступают в распоряжение руководителя
тушения пожара.
Специальные мероприятия
К специальным мероприятиям относятся:
− постоянное совершенствование систем оповещения и связи;
− работы по предотвращению антропогенного воздействия на объект;
− проведение работы с МЧС по разработке различных ситуаций и определение
взаимодействия по вопросам организации оповещения и эвакуации;
− постоянный мониторинг со стороны службы промышленной и экологической
безопасности за состоянием средств пожаротушения и поддержанием их в постоянной
готовности;
67
− соблюдение всех требований нормативно–правовой и технической
документации.
В случае возникновения угрозы ЧС обязательно выполняются следующие
мероприятия, направленные на снижение ущерба и последствий аварии:
− оповещение руководящего состава, членов КЧС и ОПБ предприятия по схеме
оповещения предусмотренной настоящим планом;
− оповещение личного состава нештатных аварийно–спасательных формирований
Общества по планам приведения готовности;
− личный состав ОАО «Ненецкая нефтяная компания» оповещается через
начальников отделов, руководителей СП, диспетчера с использованием громкой связи,
телефонов и посыльных;
− обязательное выполнение календарного плана, в соответствии со сложившейся
ситуацией;
− организация проведения подготовки работников в области промышленной
безопасности.
Природоохранные мероприятия
К мероприятиям природоохранного характера относятся:
– обеспечена возможность контроля за состоянием оборудования и коммуникаций;
– заблаговременное выявление возможных утечек, предаварийных состояний и
аварий, а также других неполадок и повреждений, выявление аварий на близлежащих
сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности или нормальной
эксплуатации технологическим трубопроводам.
Все мероприятия разрабатываемые специалистами службы промышленной и
экологической безопасности, утверждаются руководителем организации приказом по
предприятию.
Работы по разработке мероприятий направленных на предупреждение аварийных
разливов нефтепродуктов должны производится своевременно и надлежащим образом в
случае изменения каких либо природных или технологических факторов, для
своевременного предупреждения и снижения рисков возникновения ЧС(Н).
Мероприятия по физической защите объекта
К мероприятиям по физической защите объекта относятся:
− постоянный контроль над происходящими технологическими процессами.
В случае возникновения угрозы ЧС обязательно выполняются следующие
мероприятия, направленные на снижение ущерба и последствий аварии:
− оповещение руководящего состава, членов КЧС и ОПБ предприятия по схеме
оповещения предусмотренной настоящим планом;
− оповещение личного состава нештатных аварийно–спасательных формирований
предприятия по планам приведения готовности;
− личный состав предприятия оповещается через начальников отделов,
руководителей СП, диспетчера с использованием громкой связи, телефонов и посыльных;
− обязательное выполнение календарного плана, в соответствии со сложившейся
ситуацией;
68
− организация проведения подготовки работников в области промышленной
безопасности.
Все мероприятия разрабатываемые специалистами службы промышленной и
экологической безопасности, утверждаются руководителем организации приказом по
предприятию.
Работы по разработке мероприятий направленных на предупреждение аварийных
разливов нефтепродуктов должны производится своевременно и надлежащим образом в
случае изменения каких либо природных или технологических факторов, для
своевременного предупреждения и снижения рисков возникновения ЧС(Н).
3.4.3. Мероприятия по локализации разливов нефтепродуктов
Состав материально–технических средств ООО СПАСФ «ПРИРОДА», а также
перечень средств ЛАРН, находящихся на объектах ОАО «ННК» приведены в плане ЛАРН
в приложении 5 в таблицах 5.2 и 5.3 соответственно.
Расчёт привлечения сил и средств, для локализации и ликвидации аварийного разлива
нефтепродуктов
Расчет сил и средств, необходимых для локализации и ликвидации чрезвычайных
ситуаций, связанных с аварийным разливом нефтепродуктов, производится согласно:
− «Методики оценки последствий аварий на пожаро–взрывоопасных объектах»;
− «Сборника методик по прогнозированию возможных аварий, катастроф,
стихийных бедствий и ЧС», книги 1, 2 МЧС России — 1994 г;
− «Методики оценки последствий аварийных взрывов топливовоздушных смесей»
(Управление по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России,
№ 10–03/342 от 3.07.98г.).
Необходимое количество технических средств и затрачиваемого времени, для
проведения работ по ЛЧС(Н) в каждом конкретном случае может быть ориентировочно
определено по формулам:
1. Время доставки технических средств:
Тдоставки = S/ Vтехнических средств,
где: Т доставки
S
– время доставки технических средств, час;
– расстояние от места дислокации технических средств до места АРН,
S=420 км по дороге и 274км по воздуху;
Vтехнических – скорость передвижения технических, средств по автодороге 60 км/ч,
средств
Vтехнических средств=60 км/час;
Тдоставки = 420 / 60 = 7 часов.
Согласно договора между ОАО «ННК» и СПАСФ ООО «Природа» доставка сил и
69
средств с пункта дислокации г.Усинск производится в течении 4 часов авиатранспортом.
2. Бульдозеры используются на работах по планировке площадки, обеспечению
прохождения транспортных средств и сбору загрязненного грунта. Один бульдозер за час
работы сможет срезать и собрать в отвалы грунт толщиной 5 см (0,05 м) с участка длиной
L=2000 м на ширину ножа бульдозера 5 м. Два бульдозера выполнят работу по зачистке
загрязненной нефтепродуктами территории (для расчета принимается максимальная
площадь) за следующее время (Т):
Т = __ S____,
(700 · 2) · n
где:
Т
– время для зачистки загрязненной нефтепродуктами территории бульдозерами,
час;
S
– площадь аварийного разлива нефтепордуктов, м2, S=2 290 м2;
700 · 2
– часовая производительность бульдозера, м2/час;
n
– количество бульдозеров, n=1.
Т=
2290 =1,6 часа.
(700*2)*1
3. Для перевозки загрязненного грунта потребуются автосамосвалы при следующих
количествах рейсов.
Для перевозки загрязненного грунта будет использоваться 1 грузовой автомобиль,
объемом 6 м3.
n = Vгрунта = S · а ,
Vс
где: S
а
Vс
– площадь аварийного разлива нефтепродуктов, м2, S=2 290 м2;
– толщина слоя загрязненного грунта, м, а=0,05 м;
Vс – общая грузоподъемность имеющихся самосвалов, м3, Vс=6 м3.
n = 2290 · 0,05 = 19 рейсов;
6
4. Необходимое количество нефтесборщиков и нефтесборных устройств
определяется из условия сбора нефтепродуктов из разлива в течение 6 часов, в том числе
0,45 часа на доставку оборудования к месту аварии (норматив времени, установленный
Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.08.2000г. № 613) по
формуле:
70
Nнефт = VАРН/( QСБ * Т),
где: Nнефт
– количество нефтесборщиков, шт.;
VАРН
– расчетный максимальный объем разлива нефтепродуктов, м3, VАРН= 5000 м3;
QСБ
– производительность технических средств для сбора нефтепродуктов, м3/час,
QСБ=180 м3/час;
Т
– время, час, T=6 часов;
Nнефт = 5000/(180*6) = 5 шт.
Откачка нефтепродуктов будет производиться с помощью мотопомп в резервуары
временного хранения по 60 м3 в количестве 2 штук. Время сбора составляет:
Т = 5000/(180*6) = 4,6 часа.
Кроме мотопомп откачку нефтепродукта будут
производительностью 45 м3/час в количестве двух штук.
производить
нефтевозы
Т = 5000/(45·2) = 55 часов.
5. При невозможности собрать грунт с помощью технических устройств, для
очистки загрязненной территории (для расчета принимается максимальная площадь)
вручную потребуется следующее количество времени:
То =
где:
S/(5 · n) = 2290/(5 · 12) = 38 часов;
То
– время для очистки загрязненной территории вручную, час;
S
– площадь аварийного разлива нефтепродуктов, м2, S=2290 м2;
5
– норма времени на удаление загрязненного грунта при толщине слоя 5 см
вручную с укладкой в контейнер (бочку или самосвал), м2/час;
n
– количество рабочих, чел., n=12 чел.
6. Необходимый объем ёмкостей для хранения собранных нефтепродуктов
определяется из условия обеспечения бесперебойной работы технических устройств сбора
нефтепродуктов по формуле:
Vсбора = VАРН/0,8,
где:
Vсбора – объем ёмкостей для хранения собранных нефтепродукта, м3;
VАРН
– расчетный максимальный объем разлива нефтепродукта, м3, VАРН=5000м3;
71
0,85
– коэффициент, учитывающий, что заполнение ёмкости не должно превышать
85%.
Vсбора = 5000/0,85 = 5882 м3.
Для хранения потребуются резервуары общим объемом 5882 м3, в которые будет
откачиваться (собираться) нефтепродукты с помощью насосной установки при
разрушении стационарного объекта хранения.
На объектах ОАО «ННК» имеются свободные резервуары для хранения собранных
нефтепродуктов.
7. Необходимый объем сорбентов для разового применения определяется из
условия сбора 20 % от аварийного разлива нефтепродуктов, находящихся в
труднодоступных местах, по формуле:
Vсорбента = 0,2 · VАРН/J,
где:
Vсорбента
– объем сорбента, м3;
VАРН
– расчетный максимальный объем разлива нефтепродукта, м3,
VАРН=5000 м3;
J
– собирающая способность сорбента, J = 2–30, для расчетов принимать J =
5 кг/кг;
0,2
– коэффициент, учитывающий, что собирается 20% аварийного разлива
нефтепродуктов.
Vсорбента = 0,2 ·5000/5 = 200 м3.
8. Расчёт потребности боновых заграждений.
Для ограничения распространения разливов на территории с уклоном >35°
(береговые участки рек, ручьев), а также на водной поверхности. Их расчет проводится
исходя из ширины стекающего к реке потока нефтепродуктов, реки или ручья по
формуле: L=I×1,2×2,
где L, м – длина боновых заграждений;
I, м – ширина потока нефтепродуктов.
Для наиболее широкого участка (р. Куя):
L=100×1,2×2=240 м
Расчет ведем для реки Курья (т.к. акватория р. Печора локализована боновыми
заграждениями)
Для расчета количества сил и средств, необходимых для локализации и ликвидации
аварийных разливов нефтепродуктов в качестве исходных данных использовались объемы
возможных работ, вид потребной техники, производительность единицы техники,
72
потребное количество техники, время выполнения работ по локализации разлива и объём
загрязненного грунта от разлитого топлива.
Применение химических и микробиологических препаратов в каждом конкретном
случае должно быть санкционировано районным городским комитетом по охране
окружающей среды. Применяемые препараты должны иметь паспорта, соответствующие
сертификаты
государственных
природоохранительных
органов
и
органов
Госсанэпиднадзора.
9. Расчет потребности в первичных средствах пожаротушения
Основная цель расчета – оценить примерное количество требуемых запасов
пенообразователя и воды, которые необходимо сосредоточить для тушения разлива
нефтепродукта. Тип пеногенераторов и водяных стволов для тушения разлива и защиты
технологического оборудования (при необходимости), а также количество пожарной
техники и личного состава для работы со стволами выбираются в зависимости от
оснащения пожарных частей.
Расчет потребности в первичных средствах пожаротушения.
В
соответствии
с
Правилами
пожарной
безопасности
при
эксплуатации
предприятий нефтепродуктообеспечения (ППБ 01-03) нормы потребности первичных
средств пожаротушения для предприятий нефтепродуктообеспечения составляет:
Нормы потребности в первичных средствах пожаротушения:
Первичные средства пожаротушения
Наименование
Ед.
участка
площади
Углекислотные
огнетушители
Порошковые
огнетушители, ОП-5,
с песком,
ОП-50
лопата
ОУ-5, ОУ-3
АЗС-30
Пункт приёма и сдачи
-
-
12
-
31
10
5 (1м3)
5
25
5 (1 1м3)
нефтепродукта
Товарно-сырьевая
Ящик
-
база
Нормы обеспечения пожарными
нефтепродуктообеспечения:
машинами
и
Вой
лок, кошма,
асбест 1х1м,
1х1,5м
60
12 (1м3)
мотопомпами
8 (1х1,5м)
20(1х1,5)
предприятий
Общая вместимость склада, тыс. м3
Пожарные
мотопомпы
Автомобиль
тушения
машины,
I категория
II категории
(свыше 100)
(свыше 20)
1
-
III категория (до 20)
пенного
-
73
Автоцистерна
1
1
-
Мотопомпа
-
1
1
Требуемое количество ГПС (Nгпс) для тушения нефтепродукта определяется по
формуле:
N
ГПС
=
F ⋅I
р− р
q ГПС
, где
П
н
Fп – площадь пожара (м2);
Iн – нормативная интенсивность подачи раствора пенообразователя (л/с⋅м2) (см.
табл. 16),
р− р
q
ГПС
- расход раствора пенообразователя из ГПС, л/с (см. табл. 17).
Таблица 16 - Нормативные интенсивности подачи пены средней кратности (л/с м2)
для тушения пожаров нефтепродуктов в резервуарах [Руководство по тушению нефти …,
1999]
Вид нефтепродукта
Пенообразователи
Пенообразователи целевого назначения
общего
назначения
фторсодержащие
углеводородные
непленкообразующие пленкообразующие
Нефтепродукты с ТВСП 28оС и
0.08
ниже и ГЖ нагретые выше ТВСП
0.06
0.05
Нефтепродукты с ТВСП более
0.05
28оС
0.05
0.04
Стабильный газовый конденсат
0.12
0.1
-
Примечание: Для нефти с примесями газового конденсата, а также для
нефтепродуктов, полученных из газового конденсата, необходимо определение
нормативной интенсивности в соответствии с действующими методиками.
Таблица 17 - Характеристика пеногенераторов типа ГПС [Повзик, 2004]
Пеногенераторы
ГПС200
ГПС600
ГПС600М
ГПС2000
ГПС2000М
Давление у распылителя (Мпа)
0.4-0.6 0.4-0.6
0.4-0.6
0.4-0.6
0.4-0.6
6.0
20.0
20.0
Расход раствора пенообразователя (л/с)
2.0
6.0
74
Кратность подачи пены
70-100 70-100
70-100
70-100
70-100
Максимальный расход пенообразователя
(л/с)
0.12
0.36
0.36
1.2
1.2
Максимальный расход воды (л/с)
1.88
5.64
5.64
18.8
18.8
-
6-8
10
6-8
12
Дальность подачи пены (м)
При разливе 0,1м3 нефтепродукта (Твсп>28оС) и площади пожара Fзр~2,0м2
Nгпс=2*0.05/2=0,1. Принимаем - 1 шт. ГПС-200.
При разливе 1,4м3 нефтепродукта и площади пожара Fзр~12,0м2 Nгпс=12*0.05/2=0,3.
Принимаем - 1 шт. ГПС-200.
При разливе 12,0м3 нефтепродукта и
Nгпс=100*0.05/2=2,5. Принимаем - 3 шт. ГПС-200.
площади
пожара
Fзр~100,0м2
При разливе 50,0м3 нефтепродукта
Nгпс=120*0.05/2=3. Принимаем - 4 шт. ГПС-200.
площади
пожара
Fзр~120,0м2
При разливе 19,0м3 нефтепродукта и площади пожара
Nгпс=380*0.05/2=9,5. Принимаем - 10 шт. ГПС-200 (или 4 шт. ГПС-600).
Fзр~380,0м2
Количество пенообразователя (Wпо)
определяется [Повзик, 2004] по формуле:
W
= N ГПС ⋅ q
ПО
для
и
тушения
горящего
нефтепродукта
ПО
⋅τ Н ⋅ К З
q
, где ГПС - расход пенообразователя одного ГПС (л/с),τ Н нормативное время тушения (сек). Для тушения пожаров нефтепродуктов принимается
равным 15 мин (900 сек).
ПО
ГПС
Кз - коэффициент запаса пенообразователя (принимается равным 3).
При разливе 0,1м3 нефтепродукта и площади пожара Fзр~2,0м2 Wпо=1*0,12*15*60*3=324
л.
При разливе 1,4м3 нефтепродукта и площади пожара Fзр~12,0м2 Wпо=1*0,12*15*60*3=324
л.
При
разливе
12,0м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~100,0м2
Wпо=3*0,12*15*60*3=972 л.
При
разливе
50,0м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~120,0м2
Wпо=4*0,12*15*60*3=1296 л.
При
разливе
19,0м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~380,0м2
Wпо=10*0,12*15*60*3=3240 л.
Количество воды (Wв) для работы пеногенераторов определяется по формуле:
W
В
В
= N ГПС ⋅ q
ГПС
В
⋅τ Н ⋅ К З
q
, где
3
ГПС
При
разливе
0,1м
Wпо=1*1,88*15*60*3=5076 л
- расход воды из одного ГПС (л/с) .
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~2,0м2
75
При
разливе
1,4м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~12,0м2
Wпо=1*1,88*15*60*3=5076л.
При
разливе
12,0м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~100,0м2
Wпо=3*1,88*15*60*3=15228 л.
При
разливе
50,0м3
нефтепродукта
и
площади
пожара
Fзр~120,0м2
Wпо=4*1,88*15*60*3=20304 л.
При разливе 19,0м3 нефтепродукта и площади пожара Fзр~380,0м2
Wпо=10*1,88*15*60*3=50760 л.
Запас воды (Wзв) для работы водяных стволов для защиты сооружений определяется
W
по формуле:
З
В
=
N
СТВ
⋅q
В
СТВ
⋅τ СТВ
З
, где
q
СТВ
- расход воды одного водяного ствола, л/с,
(РС-50 – 3.5 л/с, РС-70 – 7.0 л/с); τ СТВ - время работы водяных стволов, сек, принимаем ~1
час (3600 сек).
Определение количества водяных стволов (Nств.) для защиты сооружений
принимается из тактических соображений (на защиту путей эвакуации, наиболее опасного
технологического оборудования и т.п.).
При площади пожара до 12,0м2 на защиту технологического оборудования
принимаем 2 ствола РС-50, тогда Wзв=2*3.5*3600=25200 л.
При площади пожара до 120,0м2 на защиту технологического оборудования
принимаем 10 стволов РС-70, тогда Wзв=10*7,0*3600=25200л.
Таблица 18 - Расчетное количество средств ликвидации пожаров разлива
Площадь
Количество
Количество
Количество
Кол-во воды,
пожара, м2
стволов ГПС
пенообразователя, л*
водяных стволов
л
2,0
1
324
2
25200
12,0
1
324
2
25200
100
3
972
10
252000
120
4
1296
10
252000
380
10
3240
-
-
3.4.4. Технологии и способы сбора разлитого нефтепродукта, и порядок их
применения
Технология и способы сбора нефтепродуктов с асфальтобетонных площадок и
грунтов применяется в 2 этапа.
Первый этап:
− подготовка комплекта – насосы (вакуумные насосы), мотопомпа, автоцистерны
для откачки нефтепродукта из обвалования или ограждения;
76
− равномерное распределение собирающей нефтепродукт техники по периметру
обвалования (ограждения) и их откачка с последующей перекачкой в резервные
резервуары.
Второй этап:
− ограждение территории, загрязненной нефтепродуктами, сорбирующими
средствами;
− сбор нефтепродуктов и нефтеотходов с асфальтобетонной поверхности или
грунта системой насосов (мотопомпой, автоцистерной с системой насосов) с обвязкой
шлангом, шланг выводится за зону растекания;
− сбор (параллельный) сорбентов с нефтепродуктами с твердой поверхности
искронеобразущими лопатами и их складирование в бочки или полиэтиленовые мешки;
− установка заглушек в приемном колодце ливневой канализации, замыв
территории от остаточного нефтезагрязнения пожарными гидрантами (смытый
нефтепродукт собирается в приемнике, оттуда забирается на очистные сооружения).
Замыв пожарными гидрантами территории осуществляется при подаче воды по
касательной к поверхности от остаточного нефтезагрязнения.
Данная технология применима при всех авариях, связанных с разгерметизацией
оборудования и попадания нефтепродуктов в приемные колодцы ливневой канализации.
Площади и объемы возможных загрязнений асфальтобетонные площадок или грунтов с
учетом ограждения по периметру.
Важными факторами при выборе технологии очистки территории являются
площадь загрязненной территории, тип и количество нефтепродукта, доступность подвода
техники.
Эффективность и стоимость сбора могут быть оценены также с точки зрения
количества операций по перемещению загрязненного грунта и объема получаемых
отходов.
1. Механический сбор.
Основным методом сбора нефтепродуктов при ликвидации разливов на
периметрально огражденных производственных площадках следует считать механический
сбор.
Механический сбор нефтепродуктов осуществляется с помощью нефтесборщиков
и нефтесборных устройств и приспособлений (мотопомпа, насос, автоцистерна с системой
насосов).
Вакуумные системы сбора используют в первую очередь в местах естественного
скопления нефтепродукта в понижениях и углублениях, или там, где нефтепродукт был
согнан в приемники ливневой канализации.
Технология смыва и вакуумного сбора может быть использована в трудно
доступных местах.
При механическом сборе для удаления нефтепродукта и загрязнённого грунта с
поверхности могут использоваться строительные и дорожные механизмы согласно Табеля
оснащенности аварийно–спасательных формирований.
Некоторые виды механизмов, например, погрузчики, экскаваторы или грузовики с
вакуумной системой могут погрузить загрязненный грунт прямо в грузовик или перевезти
на место временного хранения и утилизации. Другие механизмы (бульдозеры) менее
эффективны и перевалка грунта происходит в два этапа или более, для перемещения или
77
сгребания материал, который далее должен быть собран другими типами техники
(погрузчики или экскаваторы) для перевозки.
Если для ликвидации разлива используется несамоходные средства, то на место
разлива должны быть доставлены технические средства, обеспечивающие его
нормальную работу (вакуумные автоцистерны, пожарные машины).
Замеры количества собранной нефтесодержащей смеси могут производиться на
пунктах, обеспечивающих ее прием (резервуары, очистные станции).
При ликвидации разливов вязких нефтепродуктов в холодное время года
необходимо предусмотреть источники пара для подогрева собранной нефтесодержащей
смеси при откачке ее из приемников.
На ранних периодах разлива нефтепродукт будет иметь относительно низкую
вязкость, не будет эмульгирован, но он сохранит свою пожароопасность, т.е. для ЛРН
должно использоваться сертифицированное заводом изготовителем оборудование.
2. Ручной сбор.
При ручном сборе очистка ведется сформированными рабочими бригадами,
собирающими нефтепродукт, загрязнённую породу или мусор вручную, граблями,
вилами, лопатами, совками, сорбирующими материалами или ведрами.
Ручной сбор может включать: протирание сорбирующими материалами твердых
поверхностей; просеивание, если нефтепродукт попал на грунт в виде смоляных комков.
При этом рабочий персонал должен использовать защитное снаряжение, включающее
СИЗ, спецодежду, спецобувь.
Ручной сбор медленнее и более трудоемок, чем механический сбор, особенно при
большой площади загрязнения. Однако при нём образуется меньше отходов, и отходы
(смоляные комки, порода, обломки и т.д.) легко отделяются при очистке.
Лопаты с прямым штыком более эффективны при работах с песчаным грунтом,
тогда как заостренные лучше работают на смешанных и гравийно–галечных грунтах.
Указанные способы могут быть использованы в качестве руководства при
операции по очистке загрязнений. Для достижения качественной очистки конкретных
участков руководители аварийно–спасательных формирований и водители техники могут
вносить изменения или новые варианты сбора.
Сбор сорбентов с нефтепродуктами с твердой поверхности осуществляется
искронеобразущими лопатами и их складирование в бочку или полиэтиленовые мешки.
78
Сбор разлитого нефтепродукта шанцевым инструментом в летнее время
Сбор разлитого нефтепродукта шанцевым инструментом в зимнее время
Рисунок 5 – Сбор разлитой нефтепродуктов с использованием ручного шанцевого
инструмента
3. Ликвидация остатков нефтепродукта.
С поверхности площадки выполняется:
− нанесением сорбентов на загрязненную поверхность;
− сбором пропитанных нефтепродуктами сорбентов, их утилизацией, очисткой от
нефтепродукта механическим способом.
Для очистки территории с асфальтово–бетонным покрытием и сбора
нефтепродукта могут использоваться сорбенты, которые раскладываются на загрязнённую
территорию. Сорбенты, составляющие неснижаемый запас, представлены в виде матов,
рукавов, ковриков или подушек. Они раскладываются перпендикулярно в соответствии с
направлением разлива или по периметру пятна.
Для сбора нефтепродукта с поверхности почвы, с целью уменьшения его
впитывания, на зеркало нефтепродукта оставшегося на поверхности после откачки
насосами, наносится (разбрасывается ручным инструментов) сорбент из расчета 0,5 м2
сорбента на 10 м3 поверхности пятна нефтепродукта.
В качестве сорбента используется сорбент марки «Биосорб». Если сорбент не
впитал с поверхности почвы все продукты, операцию повторяют.
С целью ускорения естественной биодеградации остаточного загрязнения
нефтепродуктов может применяться сорбент «Биосорб». Данный препарат имеет
санитарно–гигиеническое гигиеническое заключение. Технология его применения должна
быть согласована с Госсанэпидемслужбой.
79
Обработка участков почв, загрязненных нефтепродуктами, с применением
биопрепаратов выполняется по индивидуальному плану специализированными
организациями (раздел рекультивации).
При разливе в зимних условиях и при застывании нефтепродуктов, что исключает
распространение их на большой площади, ликвидация разлива производится путем сбора
пропитанного нефтепродуктами слоя снежного покрова и льда.
Порядок и условия применения сорбирующих материалов для ликвидации
разливов нефтепродуктов, необходимое количество, их способы нанесения на
поверхность и сбора с поверхности, методы утилизации собранной нефтесодержащей
смеси и повторного использования сорбентов должны определяются в соответствии с
инструкцией изготовителя сорбирующего материала, заранее согласованной в
установленном порядке природоохранными контролирующими органами и имеющие
сертификаты и другую разрешительную документацию.
При ликвидации разлива нефтепродуктов на промплощадке объекта запрещается:
– засыпать участки земли с неполно откаченным продуктом;
– снимать загрязненную почву и вывозить ее в отвалы;
– сжигать разлившиеся нефтепродукты на территории предприятия.
Сбор нефтепродуктов с поверхности снега.
При устранении последствий аварии осуществляют зачистку территории и вывоз
нефтезагрязненного снега. Нефтепродукты с поверхности снега удаляют вручную
(лопатами, ведрами) или механическим способом, собирают в емкости, грузят на машины
и вывозят. Нефтепродукты могут также быть откачаны с помощью насосов.
Нефтезагрязненный снег вывозится на полигон для обработки. Оставшийся загрязненный
лёд разрезается на блоки цепными и дисковыми пилами. Ледяные блоки удаляют
ручными или гидравлическими подъемными устройствами, а также малогабаритными
кранами, грузят в грузовики и вывозят на утилизацию.
Порядок сбора нефтепродуктов при аварийном разливе должен предусматривать
мероприятия следующие мероприятия:
− по сбору нефтепродуктов из разлива;
− по выявлению загрязненных районов;
− по определению характера загрязнения;
− по оценке опасности загрязнения;
− по очистке и восстановлению загрязненных участков.
Сбор нефтепродуктов из разлива производится путем перекачивания продукта в
специально выделенную емкость с помощью насоса типа УОДН, а так же сбора
нефтепродукта, не перекаченного насосом при помощи искробезопасных ведер, все
работы в очаге аварийного разлива проводятся с применением средств индивидуальной
защиты. Технологическое оборудование размещается с наветренной стороны. Персонал,
работающий непосредственно в разлившемся нефтепродукте использует шланговый
противогаз.
Поврежденную ёмкость с нефтепродуктом при возможности удаляют из зоны
аварийного разлива.
Выявление загрязненного района проводится после локализации разлива и после
сбора разлившегося нефтепродукта. Выявление загрязненного района осуществляется
80
путем визуального наблюдения за территорией и с помощью приборов определяющих
наличие углеводородного сырья.
Характер и потенциальная опасность загрязнения окружающей среды,
технологического оборудования зависят от вида разлившегося нефтепродукта,
метеорологических условий, времени года и характеристики местности в районе разлива.
Для ликвидации разливов привлекаются силы и средства ООО СПАСФ
«ПРИРОДА».
Технологии и способы сбора разлитой нефтепродуктов с водной поверхности
реки в летний период.
Для локализаций нефтяного загрязнения применяются плавучие (боновые)
заграждения, устанавливаемые на реке для прекращения распространения нефтепродуктов
вниз по течению. Одновременно осуществляется подготовка площадки для размещения
техники.
Для установки боновых заграждений используют катер.
Боновые заграждения позволяют перемещать нефтяное пятно к берегу для удобства
сбора. Длина бонового заграждения должна быть 50 м (при ширине реки 27–30м).
Выбор вида заградительного устройства для локализации потока (пятна)
нефтепродуктов на водотоке зависит от следующих условий:
− времени года в момент разлива;
− гидрологических и метеорологических условий;
− объёма вытекшей из аварийного участка нефтепродуктов;
− уклона и извилистости водотока (водоёма), по которому движется нефтяное
пятно;
− прилегающего к водотоку рельефа местности;
− наличия растительности по берегам водотока (водоёма);
− наличия заболоченности по берегам водотока (водоёма);
− наличия подъездных наземных и водных путей.
Для оборудования рубежа локализации потока нефтепродуктов необходимо
подобрать участок, учитывая направление поверхностного стока, с меньшей
заболоченностью и с меньшим количеством кустов.
В выбранном месте оборудования рубежа улавливания пятна необходимо очистить
от кустов и древесной растительности подходы с берегов к воде с учётом свободного
перемещения по берегу водотока (водоёма), укрепить берега срубленными кустами и
уложенными поверх них заготовленными на месте брёвнами, жердями и привезёнными
досками. Для прочности и безопасности брёвна, жерди и доски сбить между собой
гвоздями.
Разлив продуктов локализуется заградительными боновыми заграждениями с
целью прекращения движения нефтяного пятна, его распространения и дальнейшего
сбора нефтепродууктов с поверхности воды.
Эффективность работы БЗ зависит от их правильного крепления на берегу и в
воде. Для закрепления оттяжек БЗ применяют береговые якоря. Кроме анкеровки
оттяжки, удерживающей плавучее заграждение, необходимо дополнительно закрепить
секцию, примыкающую к берегу, с таким расчетом, чтобы предотвратить смещение при
изменении положения БЗ.
Эффективность боновых заграждений определяется следующими показателями:
− временем подготовки заграждений к установке;
81
−
−
течении;
−
−
−
временем развертывания и крепления заграждений на воде;
оптимальным углом установки, обеспечивающим устойчивость заграждения на
эффективность локализации и удержания нефтепродуктов;
максимальным усилением при перемещении заграждения;
максимальным усилием при удержании БЗ в рабочем положении.
Сбор нефтепродуктов с поверхности воды.
После локализации нефтяного пятна боновыми заграждениями, осуществляется
сбор нефтепродуктов с водной поверхности. Сбор локализованных нефтепродуктов может
осуществляться с помощью насосов, плавучих или стационарных нефтесборщиков.
Нефтепродукты вместе с водой поступает в гравитационный сепаратор, где происходит
отделение воды от нефтепродуктов. Очищенные нефтепродукты собирается в
специальные ёмкости.
При толщине нефтяной пленки менее 3мм, применяют нефтепоглощающие
сорбционные материалы или биопрепараты. В качестве сорбента могут использоваться:
− минеральные (кварцевый песок с нефтеемкостью 0,3 т/т, минеральная вата – 8
т/т);
− искусственные полимерные сорбенты на основе лавсана, капрона,
полипропилена, полистирола в виде гранул или рулонных материалов (нефтеемкость от 4
до 23 т/т);
− торф (1кг торфяного мха поглощает 9,8 кг нефтепродукта).
На зеркало нефтяного пятна наносят сорбент из расчёта 0,5м сорбента на 10м2
нефтяного пятна. При сборе нефтяной пленки с поверхности водотока сорбенты лучше
использовать в дисперсионном виде. Рассев сорбентов осуществляют с учетом
направления ветра по поверхности воды, загрязненной нефтепродуктами, вручную или
пневматическими устройствами. После выдержки 1–2 часа сорбент, пропитанный
нефтепродуктами, удаляют с водной поверхности. В простейшем случае сбор
образованного сорбентами с нефтепродуктами конгломерата можно произвести сетками с
размерами ячеек 0,5 – 1мм, а также с помощью нефтесборщиков. Около берега –
черпаками, ведрами.
Насыщенный нефтепродуктами сорбент вместе с водой всасывается через заборное
устройство и подается по трубопроводу в гравитационный сепаратор в составе
нефтесборщика, где происходит отделение воды. Адсорбированные нефтепродукты
накапливается в емкостях. Отделенные нефтепродукты отправляется для дальнейшей
переработки, а отжатый сорбент или захоронят на полигоне, или сжигают в специальном
оборудовании.
Для ускорения процесса очищения водотока от нефтепродуктов возможно
применение биопрепаратов, которые увеличивают скорость биохимического разложения
нефтепродуктов на водной поверхности в несколько раз по сравнению с процессом
самоочищения реки. Биопрепарат разбрасывают по водной поверхности или вручную, или
пневматическими устройствами. В соответствии с РД 39–00147105–006–97 возможно
применение таких биопрепаратов, как Путидойл, Деворойл, Биоприн, имеющих
разрешение государственных служб к применению.
82
Методы локализации возможных разливов нефтепродуктов и загрязненных
жидкостей, сбор разлитых жидкостей и обращение с ними определяются ответственным
лицом из числа руководства эксплуатационным персоналом.
Технологии и способы сбора разлитых нефтепродуктов с ледовой поверхности
реки в зимний период.
Подготовительные работы.
Место разлива нефтепродуктов отмечается вешками, поскольку очередной
снегопад может привести к потере места и задержки очистных работ.
В подготовительный период организуется и осуществляется выезд технических
средств и персонала к месту предстоящих работ. Ремонтные средства и персонал
доставляются наземным транспортом.
Подготовительные работы включают в себя:
− выравнивание и уплотнение снега;
− сооружение специальной площадки для техники, размер которой определяется
количеством и габаритами механизмов. Площадка сооружается на расстоянии 150м от
реки;
− доставку техники, ремонтных средств, персонала к месту проведения аварийных
работ;
− размещение технических средств в районе предстоящих работ.
Площадь временного отвода земли для ликвидации аварии составляет
ориентировочно 0,08 Га.
Перед началом проведения работ определяется толщина льда бурением пробных
отверстий во льду, проверяется несущая способность льда, соблюдаются все меры
предосторожности при выполнении работ на льду.
Локализация загрязнения.
Нефтепродукты в зимних условиях не растекается на большие расстояния, в виду
их застывания.
При уменьшении температуры нефтепродукты оказываются заключённые внутри
снега и льда по мере охлаждения. Нефтепродукты внутри льда и снега могут
распространяться через небольшие каналы, образующиеся при замерзании и плавлении
льда.
Для локализации нефтепродуктов создают снеговую дамбу. Расколотый лёд на
поверхности реки может также быть задействован в качестве барьера (ледяная гряда).
Сбор нефтепродуктов.
При разливе нефтепродуктов в условиях сплошного льда, распространение на
большой площади исключено, поэтому ликвидацию разлива можно производить путем
сбора пропитанного нефтепродуктами слоя снежного покрова и льда.
При ликвидации разливов в ледовых условиях для сбора нефтепродуктов с
поверхности воды, свободной ото льда (полыньи, разводья и т.п.) следует использовать
переносные нефтесборные средства, работающие от вакуумных автоцистерн или
автономные вакуумные системы с обогревом, шнековые нефтесборщики и сорбенты.
При ликвидации разливов нефтепродуктов в условиях битого льда можно
использовать плавучие краны снабженные грейферами.
83
3.4.5. Оценка ущерба поверхностному водному объекту
Оценка ущерба водному объекту будет произведена в случае разлива
нефтепродукта при разгерметизации трубопровода и разгерметизации автоцистерны.
Количество нефтепродукта на одном квадратном метре определяют разными
способами.
Первый способ из них заключается в том, что отбирают пробу поверхностной
пленки, и весовым методом определяют массу нефтепродукта на известной площади
пробоотборника, а затем вычисляют количество нефтепродукта на один квадратный метр
площади нефтяного пятна. Толщина пленки нефтепродуктов определяют путем замера
прибором, представляющим собой стеклянную градуированную трубку. Трубка
погружается в воду с двумя открытыми отверстиями, затем верхнее отверстие
закрывается. Трубка вынимается из воды, и по рискам определяется толщина нефтяной
пленки.
Для расчета возможного ущерба водному объекту количество нефтепродуктов на
одном квадратном метре можно установить на основе визуально определяемого внешнего
вида нефтяной пленки. Зависимость количества нефтепродуктов от внешнего вида
нефтяной пленки приведена в таблице 19. Количество нефтепродуктов в морской среде
зависит от продолжительности их нахождения на поверхности акватории (отсчет времени
принимается с момента разлива нефтепродуктов). Для штилевой погоды зависимость
количества нефтепродуктов от времени их нахождения в воде приведена в таблице 20.
Площадь нефтяного пятна определяется визуально или с помощью аэрофотоснимков
акватории. По количеству нефтепродуктов, определяемых в соответствии с
вышеуказанными способами, рассчитывается величина ущерба. Алгоритм расчета ущерба
приводится в настоящем разделе.
Таблица 19 – Определение количества нефтепродукта на воде по внешним признакам
нефтяной пленки (Приказ МПР №87)
84
Таблица 20 – Зависимость количества нефтепродуктов от времени их нахождения в воде
Время нахождения нефтепродуктов в воде,
Количество нефтепродуктов на один
час
квадратный метр водной поверхности, кг
31
0,40
1
0,20
2
0,12
3 и более
0,08
В случае возникновения и локализации аварийного разлива планируется к сбору
двухкратный объем нефтеводяной смеси по отношению к разлитому нефтепродукту с
последующей доочисткой нефтяной пленки сорбентом. Исходя из вышеизложенного,
расчет предполагаемого ущерба акватории морского порта выполнен исходя из
минимального количества 0,1 кг нефтепродуктов на 1 м2 воды.
ПЛАРН предусмотрены 2 аварийные ситуации с максимальными площадями
разлива в водную среду:
при разгерметизации автоцистерны
56,07 м2
при разгерметизации приемного
162,0 м2
трубопровода
Масса нефтепродуктов по всей площади разлива составит:
при разгерметизации автоцистерны
56,07* 0,1
5,607 кг или 0,006 тонн
при разгерметизации приемного
162,0* 0,1
16,2 кг или 0,016 тонн
трубопровода
Конкретная величина ущерба определяется по факту аварийного разлива.
Расчет ущерба выполнен согласно Методике исчисления размера вреда,
причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства,
утвержденной приказом Минприроды России от 13.04.2009 N 87. Методика
зарегистрирована в Минюсте РФ 25 мая 2009 года № 13989.
Исчисление размера вреда, причиненного водному объекту в результате аварийных
разливов нефти, нефтепродуктов и иных вредных веществ производится по формуле N 2
методики:
У = Квг * Кдл * Кв * Кин * Hi,
УH-
К вг -
Кдл -
где
размер вреда, млн. руб.;
такса для исчисления размера вреда от сброса i-го вредного (загрязняющего)
вещества в водные объекты определяется в соответствии с таблицами 5 - 8 приложения 1
к настоящей Методике, млн. руб. Значение Н = 0,03 млн. руб. за разлив при
разгерметизации автоцистерны и Н = 0,08 млн. руб. за разлив при разгерметизации
приемного трубопровода
коэффициент, учитывающий природно-климатические условия в зависимости от
времени года, определяется в соответствии с таблицей 1 приложения 1 к настоящей
Методике; К вг - 1,25
коэффициент, учитывающий длительность негативного воздействия вредных
(загрязняющих) веществ на водный объект при непринятии мер по его ликвидации
определяется в соответствии с таблицей 2 приложения 1 к настоящей Методике; Кдл - 1,1
85
Кв -
Кин -
коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов),
определяется в соответствии с таблицей 3 приложения 1 к настоящей Методике; Кв 1,37
коэффициент индексации, учитывающий инфляционную составляющую
экономического развития, определяется в соответствии с п. 11.1 настоящей Методики; Кин
- 1,814 (Письмо Минэкономразвития и политики Архангельской области от 29.01.2015
№206-02/125)
Порт
при разгерметизации автоцистерны
при разгерметизации приемного трубопровода
Величина ущерба, млн. руб
0,103
0,273
Итого:
0,376
У = 1,25 * 1,2 * 1,37 * 1,814 * 0,840 = 0,103 млн. руб.
У = 1,25 * 1,2 * 1,37 * 1,814 * 0,840 = 0,273 млн. руб.
Таким образом, прогнозируемая расчетная величина ущерба водному объекту
вследствие разлива нефтепродуктов для 2 аварийных ситуаций определена в размере 0,103
млн. рублей и 0,273 млн. рублей, в сумме 0,376 млн. рублей.
В соответствии с п. 14 вышеназванной методики в случае своевременного принятия
мер по ликвидации последствий воздействия сброса вредных (загрязняющих) веществ на
водный объект размер вреда, исчисленный в соответствии с настоящей Методикой,
уменьшается на величину фактических затрат на его устранение, которые произведены
виновником причинения вреда.
3.5. Оценка воздействия на окружающую среду при обращении с
отходами в случае ЧС(Н)
Вторым этапом осуществления операций по реагированию на РН является сбор
разлитых нефтепродуктов. Сбор осуществляется на воде, причальной полосе, на берегу, в
обваловке, на территории в зоне разлива.
При проведении операции по ЛРН прогнозируются к образованию отходы
нефтеводяной смеси, нефтезагрязненные грунт и сорбент.
Наименование отходов в соответствии с действующим законодательством РФ в
области охраны окружающей среды приведено в таблице 3.4.1. Наименование и код
отходов представлены в соответствии с Федеральным классификационным каталогом
отходов (ФККО), утв. приказом Федеральной службы по надзору в сфере
природопользования от 18.07.2014 №445.
Максимальное количество образования отходов прогнозируется при развитии
сценария регионального уровня.
Код отхода по
ФККО
Класс
опасности
9 31 100 03 39 4
4
Наименование группы/вида
отхода
грунт, загрязненный нефтью
или нефтепродуктами
Отходообразующий
процесс
При ликвидации
последствий загрязнения
86
9 31 100 01 39 3
3
(содержание нефти или
нефтепродуктов менее 15 %)
грунт, загрязненный нефтью
или нефтепродуктами
(содержание нефти или
нефтепродуктов 15 % и
более)
береговой полосы,
суходола
При ликвидации
последствий загрязнения
береговой полосы,
суходола
3
всплывшие нефтепродукты
из нефтеловушек и
аналогичных сооружений
При ликвидации
загрязнений
поверхностного водного
объекта
4 06 390 01 31 3
3
смеси нефтепродуктов,
собранные при зачистке
средств хранения и
транспортирования нефти и
нефтепродуктов
При ликвидации
загрязнений
поверхностного водного
объекта
4 42 500 00 00 0
Не
отходы сорбентов,
установлен загрязненные опасными
в ФККО
веществами
4 06 350 01 31 3
При ликвидации
загрязнений
поверхностного водного
объекта и суходола
3.5.1. Отходы, прогнозируемые к образованию образующиеся при
механическом сборе с поверхности акватории
Код по ФККО 4 06 350 01 31 3 - всплывшие нефтепродукты из нефтеловушек и
аналогичных сооружений; 4 06 390 01 31 3 - смеси нефтепродуктов, собранные при
зачистке средств хранения и транспортирования нефти и нефтепродуктов.
ОАО «ННК» осуществляет сбор, переработку с помощью гравитационных
сепараторов, временное накопление нефтесодержащей смеси в специальных емкостях.
Объем емкостей для приема нефтесодержащей смеси соответствует двукратному объему
по отношению к разлитым нефтепродуктам.
3.5.2. Отходы, прогнозируемые к образованию при применении
сорбентов
Код по ФККО 4 42 500 00 00 0 - отходы сорбентов, загрязненные опасными
веществами. Образуется при ликвидации загрязнений поверхностного водного объекта и
суходола.
Доочистка акватории после аварийного разлива нефтепродуктов запланирована с
помощью сорбентов. Зачистка аварийного разлива нефтепродуктов на суходоле также
возможна с помощью сорбентов. Согласно табелю технического оснащения ООО СПАСФ
«Природа»для выполнения аварийно-спасательных работ и ликвидации (локализации)
разливов нефти и нефтепродуктов использует сорбент «Биосорб».
87
Сорбенты и сорбционные изделия служат для одновременной локализации и
ликвидации малых разливов нефтепродуктов или для зачистки территорий после сбора
основной массы нефтепродуктов механическими средствами - нефтесборщиками или
ручным инструментом. Сорбенты наносятся на загрязненную территорию или акваторию
с использованием распылителя сорбента, и после впитывания производится сбор
загрязненного сорбента с территории ручным способом. Порядок и условия применения
сорбирующих материалов, способы нанесения и сбора, методы утилизации собранной
нефтесодержащей смеси и повторного использования сорбентов определяются
рекомендациями производителя.
После локализации нефтяного пятна боновыми заграждениями, осуществляется
сбор нефтепродуктов с водной поверхности. Сбор локализованных нефтепродуктов может
осуществляться с помощью насосов, плавучих или стационарных нефтесборщиков.
Нефтепродукты вместе с водой поступает в гравитационный сепаратор, где происходит
отделение воды от нефтепродуктов. Очищенные нефтепродукты собирается в
специальные ёмкости.
При толщине нефтяной пленки менее 3мм, применяют нефтепоглощающие
сорбционные материалы или биопрепараты. В качестве сорбента могут использоваться:
- минеральные (кварцевый песок с нефтеемкостью 0,3 т/т, минеральная вата – 8
т/т);
- искусственные полимерные сорбенты на основе лавсана, капрона, полипропилена,
полистирола в виде гранул или рулонных материалов (нефтеемкость от 4 до 23 т/т);
- торф (1кг торфяного мха поглощает 9,8 кг нефтепродуктов).
На зеркало нефтяного пятна наносят сорбент из расчёта 0,5м сорбента на 10м2
нефтяного пятна. При сборе нефтяной пленки с поверхности водотока сорбенты лучше
использовать в дисперсионном виде. Рассев сорбентов осуществляют с учетом
направления ветра по поверхности воды, загрязненной нефтепродуктами, вручную или
пневматическими устройствами. После выдержки 1–2 часа сорбент, пропитанный
нефтепродуктами, удаляют с водной поверхности. В простейшем случае сбор
образованного сорбентами с нефтепродуктами конгломерата можно произвести сетками с
размерами ячеек 0,5 – 1мм, а также с помощью нефтесборщиков. Около берега –
черпаками, ведрами.
Насыщенный нефтепродуктами сорбент вместе с водой всасывается через заборное
устройство и подается по трубопроводу в гравитационный сепаратор в составе
нефтесборщика, где происходит отделение воды. Адсорбированные нефтепродукты
накапливается в емкостях. Отделенные нефтепродукты отправляется для дальнейшей
переработки, а отжатый сорбент или захоронят на полигоне, или сжигают в специальном
оборудовании.
Для ускорения процесса очищения водотока от нефтепродуктов возможно
применение биопрепаратов, которые увеличивают скорость биохимического разложения
нефтепродуктов на водной поверхности в несколько раз по сравнению с процессом
самоочищения реки. Биопрепарат разбрасывают по водной поверхности или вручную, или
пневматическими устройствами. В соответствии с РД 39–00147105–006–97 возможно
применение таких биопрепаратов, как Путидойл, Деворойл, Биоприн, имеющих
разрешение государственных служб к применению.
Методы локализации возможных разливов нефтепродуктов и загрязненных
жидкостей, сбор разлитых жидкостей и обращение с ними определяются ответственным
лицом из числа руководства эксплуатационным персоналом.
88
3.5.3. Отходы, прогнозируемые к образованию при зачистке
причальной, береговой полос и суходола
Код по ФККО 9 31 100 03 39 4 - грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами
(содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %); 9 31 100 01 39 3 - грунт,
загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов 15 %
и более). Образуется при ликвидации последствий загрязнения береговой полосы и
суходола.
После удаления остатков нефтепродуктов с поверхности воды проводятся
мероприятия по очистке берега. Подробно перечень мероприятий по очистке причальной
и береговой полосы рассмотрен в разделе 3.6. ОВОС.
В процессе очистки береговой полосы прогнозируются к образованию отходы
нефтезагрязненного грунта 3 и 4 класса опасности: грунт, загрязненный нефтью или
нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %) и/или грунт,
загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов 15 %
и более).
В соответствие с требованиями законодательства РФ в области обращения с
отходами нефтезагрязненные отходы подлежат утилизации. Нефтезагрязненные отходы
образование которых будет иметь место при очистке береговой полосы, ОАО «ННК»
планирует к передаче на обезвреживание специализированной организации имеющей
лицензии на подобные виды работ. Договор будет заключен по факту необходимости
проведения таких работ. Договор может быть заключен с региональным оператором по
обезвреживанию отходов.
ОАО «ННК» в течение своей деятельности осуществляет операции с
нефтепродуктами в безаварийном режиме, статистика образования вышеназванных
отходов не накоплена. Количество образования отходов, в данном случае не подлежит
прогнозированию и будет определено по факту.
Меры по сбору и обезвреживанию отходов ОАО «ННК» предусмотрены.
ОАО «ННК» предусмотрен достаточный комплекс мероприятий по утилизации
отходов, прогнозируемых к образованию при возникновении чрезвычайной ситуации по
разливу нефтепродуктов.
3.5.4. Оценка ущерба при размещении отходов при ЧС(Н)
При возникновении и ликвидации ЧС (Н) размещение отходов в окружающей
среде не предусмотрено. Все виды отходов, образование которых прогнозируется при
возникновении ЧС(Н) подлежат сбору и обезвреживанию. Размещение отходов в
окружающей среде не декларируется. Исходя из вышеизложенного, сверхлимитная плата
ущерба окружающей среде при размещении отходов не рассчитывается.
В разделе «Охрана земель» настоящего ОВОС представлен алгоритм расчета платы
за загрязнение земель химическими веществами».
89
3.6. Охрана земель в случае ЧС(Н)
3.6.1. Мероприятия по предупреждению загрязнения береговой,
причальной полос и территории суходола
С целью защиты береговой и причальной полосы от возможного загрязнения
нефтепродуктом выполняется постановка отклоняющих и задерживающих БЗ, которые
разворачиваются ниже по течению или по ветру для отклонения / задержания
нефтепродукта. Отклоняющие и задерживающие БЗ для защиты береговой и причальной
полосы доставляются катерами-бонопостановщиками.
С целью уменьшения распространения разлитого нефтепродукта по территории
суходола производится: ограждение места разлитых нефтепродуктов аншлагами;
прокладка сборно–разборных нефтепроводов или создание дренажных траншей.
После удаления остатков нефтепродукта с поверхности воды проводятся
мероприятия по очистке берега и портовых сооружений. При очистке сплошных
вертикальных поверхностей рекомендуется струей воды из пожарного ствола вдоль
причала создавать поток поверхностного слоя, который будет направлять нефтепродукт
из-под причала в сторону нефтесборщика. Также можно использовать пожарные стволы
пожарных автомобилей или пожарные гидранты, расположенные на причалах порта. При
значительном количестве нефтепродукта и мусора в углах причалов рекомендуется
производить очистку с установкой боновых заграждений с применением струй из
пожарных стволов (рис. 6).
Рис.6 - Обоновка причальных сооружений
Иногда толстые слои нефтепродуктов можно убирать вручную ручными
инструментами, особенно когда речь идет об очистке легко досягаемых ровных бетонных,
стальных и деревянных поверхностей. На искусственных каменных береговых линиях,
сорбирующими материалами (прокладками, подушками и т.д.) могут быть заполнены
трещины для предотвращения проникновения нефтепродукта в строение, однако этот
подход безусловно требует больших затрат рабочей силы. Для защиты от растекания
нефтепродуктов при очистке причала выполняют крепление бонов к причалам
Операции по прекращению разлива нефтепродукта на суходоле и его локализации
проводятся с использованием технических средств (запорная арматура технологического
оборудования, нефтесборщики, аварийные ёмкости и т. д.).
Операции по сбору разлившегося нефтепродукта на суходоле осуществляются с
использованием резервуара аварийного слива, а так же вручную с использованием,
искробезопасной тары для сбора нефтепродукта, емкостей для его временного хранения.
Вывоз и утилизация собранных нефтепродуктов и нефтешламов осуществляется
ООО СПАСФ «Природа» на основании договора № 13-021 от 01.03.2013 г.
(приложение 1).
90
3.6.2. Мероприятия по ликвидации загрязнения береговой и
причальной полосы
Целью мероприятий по очистке загрязненных нефтепродуктами берегов является
ускорение естественного восстановления либо удаление нефтепродуктов, выброшенных
на берег. Обработка или очистка берега обычно проводится в безледовых условиях.
Состав пород слагающих причальную зону разнообразен.
При попадании нефтепродукта на коренные породы легкие сорта нефтепродуктов
будут смыты за короткое время. Тяжелые нефтепродукты из-за сравнительно низкого
воздействия волн могут сохраняться более продолжительное время. Для легких
нефтепродуктов наиболее безопасный метод - не предпринимать никаких действий.
Предпочтительным методом очистки является естественное восстановление. Этот метод
менее применим для тяжелых нефтепродуктов, т.к. на закрытых побережьях тяжелые
нефтепродукты не могут быть удалены с коренных пород под воздействием волн. Если
необходимо провести удаление легких нефтепродуктов, то обработку можно производить
способом мойки холодной водой с безопасного расстояния, учитывая факторы
безопасности (испарение, воспламенение и вспышка), при условии, что вода не замерзнет
из-за низких температур. Мойка холодной водой с низким напором легких
нефтепродуктов может свести к минимуму воздействие на экологию. Если позволяет
глубина, то предпочтительнее производить мойку с катеров или барж. Для удаления
тяжелых нефтепродуктов подходит мойка холодной водой с большим напором. На
отвесных берегах реагирование ограничивается мойкой с катеров или барж.
Валунные берега - их поверхность можно очищать также, как коренные породы. В
большинстве случаев нефтепродукты, кроме лежащих на поверхности, трудно собрать и
поэтому естественное восстановление на таких берегах предпочтительно. Естественное
восстановление неприменимо непосредственно перед заморозками, т.к. нефтепродукт
будет покрыт льдом или вмерзать в него. Метод смывания позволяет удалить подвижные
нефтепродукты и породу с поверхности и из нижележащих слоев для ее дальнейшего
сбора. Эффективность метода тем меньше, чем тяжелее нефтепродукт. Мойка холодной
водой с малым напором позволяет удалить подвижные нефтепродукты с поверхности для
ее дальнейшего сбора. Для тяжелых нефтепродуктов эта технология более эффективна,
чем смывание, но ее эффективность уменьшается с увеличением вязкости, клейкости и
глубины проникновения нефтепродуктов. Метод ручной уборки подходит для
нефтепродуктов, находящихся на поверхности, однако он малоприменим из-за
труднодоступности берега и повышенной травмоопасности при нахождении на валунах,
покрытых нефтепродуктом. Механическое приподнимание валунов для удаления
находящегося под ними нефтепродукта может быть выполнено только с баржи, т.к. в
большинстве случаев берега недоступны для тяжелой техники. Однако этот способ
является неэффективным и непрактичным на этом типе берегов, т.к. валунная порода,
образуя прочный защитный слой, не будет замещаться естественным способом, и ее
нарушение может привести к эрозии берега. Единственной эффективной технологией в
данном случае является смывание нефтепродукта холодной водой под небольшим
напором. В большинстве случаев действия будут ограничены мойкой с катера, лодки или
баржи.
Песчаные берега являются проницаемыми для всех видов легких нефтепродуктов и
некоторых видов нефтепродуктов средней вязкости. Тяжелое топливо, как правило, не
91
проникает глубже 25 см. Легкие нефтепродукты могут проникать сквозь средний или
крупный песок и затем смешиваться с грунтовыми водами. Легкие нефтепродукты также
могут стечь на поверхность воды и переноситься при изменении уровня прилива.
Нефтепродукты, как правило, не остаются в нижней части приливных зон, так как они
увлажняются отступающими волнами и просачивающимися грунтовыми водами берега.
Все нефтепродукты, кроме нефтепродуктов высокой вязкости или плотности, могут
держаться на поверхности воды, переноситься на берег поднимающимся приливом и
скапливаться в верхней части берега. Метод естественного восстановления рекомендован
для небольших разливов, легких нефтепродуктов или на открытых побережьях. Метод
смывания и мойка водой с малым напором может привести к удалению легких
нефтепродуктов и нефтей средней вязкости. Ручная уборка предпочтительна для
нефтепродуктов средней вязкости и тяжелого топлива, так как удаляется небольшое
количество не загрязненной нефтепродуктом породы берега. Механическая уборка часто
для протяженных отрезков берега, на которых нефтепродукт присутствует в больших
концентрациях и находится на поверхности. Грейдеры, осуществляющие съем только
тонкого слоя нефтяного песка, являются наиболее пригодным тяжелым оборудованием.
Сорбенты могут быть полезны для сбора выброшенного на берег нефтепродукта.
Эффективность сорбентов снижается при увеличении количества разлитого
нефтепродукта. Использование большого количества сорбирующего материала может
повлечь проблемы с его утилизацией. Перемешивание или перемещение породы ускоряет
выветривание легких нефтепродуктов.
Песчаные отмели полностью не высыхают при малой воде и многие ее участки на
поверхности породы или несколько глубже насыщены водой. Проникновение
нефтепродукта ограничено, хотя нефтепродукты с малой вязкостью могут смешиваться с
водой, насыщающей породу. Все виды нефтепродуктов, кроме тяжелого топлива,
поднимаются на поверхность воды при повышении уровня прилива, и будут
перемещаться под воздействием ветра и течения. Таким образом, вероятность
концентрации нефтепродукта в верхней части приливных зон или на неровностях сухих
песчаных гребней отмели выше, чем в низких, влажных или насыщенных водой зонах.
Захоронение нефтепродуктов возможно, но оно наиболее вероятно для тяжелых видов
топлива. С технологической точки зрения обработка песчаных отмелей обычно
затруднительна и, кроме того, работы по очистке могут причинить больше вреда, чем
сами нефтепродукты. Естественное восстановление предпочтительно, особенно для
небольших количеств нефтепродукта. Метод смывания и сбор с помощью сорбентов
могут оказаться эффективными для легких нефтепродуктов или нефтепродуктов средней
вязкости. Ручная сборка или вакуумные установки могут быть эффективными для
небольшого количества нефтепродукта, скопившегося в заводях или естественных
углублениях. Тяжелое топливо может быть удалено механизированными способами, если
при существующей допустимой нагрузке на грунт возможен безопасный доступ техники к
месту разлива. Для сбора нефтепродуктов при отливе могут оказаться эффективными
методы задержания и предотвращения распространения нефтепродуктов (канавы и
траншеи). Сбор с помощью ручных инструментов может сочетаться с использованием
вакуумных установок или сорбентов. Мойка малым напором в направлении углублений и
вырытых в ряд канав может помочь сбору нефтепродукта вакуумными установками или
стационарными скиммерами.
92
Поверхность илистых отмелей или почва непосредственно под ними часто
насыщена водой. Проникновение нефтепродукта, таким образом, ограничено, хотя легкие
нефтепродукты могут смешиваться с водой, содержащейся в грунте. Все виды
нефтепродуктов, кроме нефтепродуктов с высокой вязкостью или плотностью,
поднимаются на поверхность воды при приливе, и перемещаются под действием ветра и
течения. Таким образом, вероятность концентрации нефтепродукта в верхней части
приливных зон или на неровностях сухих песчаных гребней отмели выше, чем в низких,
влажных или насыщенных водой зонах. Захоронение нефтепродуктов возможно, но оно
наиболее вероятно для тяжелых видов топлива. При наличии выбора предпочтительно
естественное восстановление. Обработка илистого берега обычно трудно осуществима и
выполняемые работы могут причинить больше экологический вред окружающей среде,
чем сами нефтепродукты. Следует применять наименее разрушающие технологии, такие
как, сгон нефтепродукта посредством промывания или мойки и сбор при помощи
сорбентов или вакуумных установок.
Обработка обледенелых берегов. В большинстве случаев, наличие льда в береговой
зоне или прилегающих прибрежных водах препятствует контакту нефтепродуктов,
находящихся на поверхности воды с субстратом берега. При попадании нефтепродукта на
открытую поверхность льда, он прилипнет к ней только в холодную погоду, когда
температура воздуха, воды и нефтепродукта опускается ниже 0°С.
В сезон ледостава нефтепродукт, находящийся на берегу или выброшенный на
припай во время периода замерзания может оказаться покрытым льдом или вмерзнуть в
него. Во время оттепели, или если поверхность льда тает и покрыта талой водой,
нефтепродукт вряд ли удержится на поверхности льда и останется на поверхности воды
или в береговых разводьях. Нефтепродукт может быть разбросан выше кромок льда или
выброшен волнами на берег выше уровня обычной волновой активности. Выброшенный
нефтепродукт может затем соединиться с береговым льдом, если температура опять
упадет, ниже точки замерзания. В битом льду, при отсутствии припая, нефтепродукт
может достичь берега и быть выброшен на поверхность между льдинами. Если
присутствует береговая наледь (ледовая платформа), лед может защитить береговую зону,
но если ледовая платформа простирается за береговую зону и включает пласт плавающего
льда, нефтепродукт может перемещаться по трещинам во льду и скапливаться подо льдом.
Лед в береговой породе (замерзшие грунтовые воды) может предотвратить проникновение
выброшенного на берег нефтепродукта.
Рекомендуемые технологии реагирования
Основными факторами при выборе технологий являются:
− Температура воздуха: тающий лед требует других стратегий действий, нежели
образующийся лед.
− Состояние поверхности льда: гладкая поверхность льда требует других методов
действий, нежели шершавый лед.
− Особенности льда: на крутых льдинах или покрытых льдом берегах действия могут
ограничиваться мойкой с лодок или барж.
− Тип нефтепродукта (тяжелое топливо или легкое): Все, кроме наиболее вязких и/или
клейких нефтепродуктов могут проникать в большинство льдов или покрытых льдом
берегов.
93
Мойка может быть применимой и эффективной, но кромки берегового льда часто
погружены в воду и поэтому, если позволяет глубина, предпочтительнее проводить мойку
с лодки или баржи. Нефтепродукт может быть локализован и собран с помощью боновых
заграждений и сорбентов или скиммеров.
Мойка (промывка и сбор) может оказаться полезной, если вода не замерзает, и
нефтепродукт не вмерз в нее. Промывание подходит для наклонных поверхностей льда
для легких видов нефтепродуктов, таких как дизельное топливо, но малоприменимо для
тяжелых или полутвердых сортов нефтепродуктов.
Возможно применение сорбентов (пассивное использование или сорбирующие
скиммеры), вакуумные установки. Там, где есть доступ, скиммеры с вертикальными тросшвабрами или щетками могут очищать поверхность льда или собирать нефтепродукты из
трещин, расщелин и разводий. Трос-швабры или щетки могут быть установлены краном с
берега, баржи или даже с поверхности льда. Если есть доступ, смесь нефтепродукт/снег
достаточно легко удаляется вручную или механически.
Комбинации методов реагирования
На влажном льду мойка водой при низком давлении может комбинироваться со
сбором и удалением нефтепродукта, которая достаточно подвижна и может быть удалена
вручную с помощью ручных инструментов, вакуумных установок или сорбентов.
Механическое соскабливание или удаление может сочетаться с ручным удалением любых
остатков или разлива.
По окончании ликвидационных работ виновник аварийного разлива обязан
провести исследования состояния воды и почв в районе разлива, составить проект
восстановительных работ и провести эколого-восстановительные работы по
восстановлению нормативного качества окружающей среды.
3.6.3. Оценка ущерба причиненного почвам
Оценка ущерба размера вреда, причиненного почвам, как объекту охраны
окружающей среды проводится после окончания ликвидационных мероприятий по сбору
разлитого нефтепродукта. По результатам инженерно-экологического исследования
составляется карта состояния района разлива в которой устанавливается уровень
загрязнения почв после проведения ликвидационных работ.
Для оценки ущерба, причиненного почвам, используется «Методика исчисления
размера вреда, причиненного почвам как объекту охраны окружающей среды» (рег. в
Минюсте от 07.09.2010 №18364, приказ МПР и экологии РФ от 08.07.2010 №238).
Методика предназначена для исчисления в стоимостной форме размера вреда,
нанесенного почвам в результате нарушения законодательства Российской Федерации в
области охраны окружающей среды, а также при возникновении аварийных и
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. В том числе методикой
исчисляется в стоимостной форме размер вреда, причиненного почвам, в результате
химического загрязнения почв в результате поступления в почвы химических веществ или
смеси химических веществ, приводящее к несоблюдению нормативов качества
окружающей среды для почв, включая нормативы предельно (ориентировочно)
допустимых концентраций химических веществ в почвах.
На территории Российской Федерации предельно допустимая концентрация
нефтепродуктов в почвах не установлена. В отсутствие официально установленных ПДК
94
для суммарного содержания нефтепродуктов в почве на практике (при выполнении
экологических анализов и оценке их результатов) принято пользоваться ОДК для
нефтепродуктов в почве, равной 1000 мг/кг. Для разделения территории по уровню
загрязнения почв нефтепродуктами использована классификация «Методических
рекомендаций по выявлению деградированных и загрязненных земель» и «Порядок
определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами» (М.,
1993 г.). Согласно выше указанным методикам, степень загрязнения земель
характеризуется пятью уровнями: допустимый (1 уровень), низкий (2 уровень), средний
(3 уровень), высокий (4 уровень) и очень высокий (5 уровень). Показатели уровня
загрязнения по нефтепродуктам приведены в таблице 21.
Таблица 21 – Показатели уровня загрязнения по содержанию нефтепродуктов
Соединение
Нефть и нефтепродукты
Содержание (мг/кг), соответствующее уровню загрязнения
1 уровень
2 уровень
3 уровень
4 уровень
допустимый
низкий
средний
высокий
от 1000
от 2000
от 3000
< ПДК
до 2000
до 3000
до 5000
5 уровень
очень высокий
> 5000
Под допустимым уровнем загрязнения принимается содержание в почве
химических веществ, не превышающее их предельно-допустимых концентраций (ПДК)
или ориентировочно-допустимых концентраций (ОДК). Как уже отмечено выше,
санитарно-гигиенические критерии качества (ПДК, ОДК) загрязнения почв
нефтепродуктами на сегодняшний день не установлены, соответственно допустимый
уровень загрязнения характеризуется концентрацией не превышающий 2 уровень– 1000
мг/кг.
Исчисление в стоимостной форме размера вреда, причиненного почвам как объекту
охраны окружающей среды, осуществляется по формуле:
УЩ = УЩзагр + УЩотх + УЩпорч, (1) где:
УЩзагр - размер вреда при химическом загрязнении почв, который рассчитывается в
соответствии с пунктом 5 настоящей Методики (руб.);
УЩотх - размер вреда в результате несанкционированного размещения отходов
производства и потребления, который рассчитывается в соответствии с пунктом 9
настоящей Методики (руб.);
УЩпорч - размер вреда при порче почв в результате самовольного (незаконного)
перекрытия поверхности почв, а также почвенного профиля искусственными покрытиями
и (или) линейными объектами, который рассчитывается в соответствии с пунктом 10
настоящей Методики (руб.).
Исчисление в стоимостной форме размера вреда при химическом загрязнении почв
осуществляется по формуле:
УЩзагр = СХВ x S x Kr x Kисх x Тх, (2) где: УЩзагр - размер вреда (руб.); СХЗ - степень
химического загрязнения, которая рассчитывается в соответствии с пунктом 6 настоящей
Методики; S - площадь загрязненного участка (кв. м);
Kr - показатель в зависимости от глубины химического загрязнения или порчи почв,
который рассчитывается в соответствии с пунктом 7 настоящей Методики;
Kисх - показатель в зависимости от категории земель и целевого назначения, на
которой расположен загрязненный участок, рассчитывается в соответствии с пунктом 8
настоящей Методики;
95
Тх - такса для исчисления размера вреда, причиненного почвам как объекту
окружающей среды, при химическом загрязнении почв, определяется согласно
приложению 4 к настоящей Методике (руб./кв. м).
Степень химического загрязнения определяется зависит от соотношения
фактического содержания i-го химического вещества в почве к нормативу качества
окружающей среды для почв.
Соотношение (С) фактического содержания i-го химического вещества в почве к
нормативу качества окружающей среды для почв определяется по формуле (3).
n
C=∑ Хi / Хн
, (3) где: Хi - фактическое содержание i-го химического вещества в почве
(мг/кг); Хн - норматив качества окружающей среды для почв (мг/кг).
При отсутствии установленного норматива качества окружающей среды для почв
(для конкретного химического вещества) в качестве значения Xн применяется значение
концентрации этого химического вещества сопредельной территории аналогичного
целевого назначения и вида использования, не испытывающей негативного воздействия
от данного вида нарушения.
При значении (С) менее 5 СХВ принимается равным 1,5; при значении (С) в
интервале от 5 до 10 СХВ принимается равным 2,0; при значении (С) интервале от более
10 до 20 СХВ принимается равным 3,0; при значении (С) в интервале от более 20 до 30
СХВ принимается равным 4,0; при значении (С) в интервале от более 30 до 50 СХВ
принимается равным 5,0; при значении (С) более 50 СХВ принимается равным 6,0.
Показатель в зависимости от глубины химического загрязнения или порчи почв (Kr)
рассчитывается в соответствии с фактической глубиной химического загрязнения или
порчи почв.
При глубине химического загрязнения или порчи почв до 20 см (Kr) принимается
равным 1; до 50 см (Kr) принимается равным 1,3; до 100 см (Kr) принимается равным 1,5;
до 150 см (Kr) принимается равным 1,7; более 150 см (Kr) принимается равным 2,0.
Показатель в зависимости от категории земель и целевого назначения (Kисх)
определяется исходя из категории земель и целевого назначения.
Для земель особо охраняемых территорий (Kисх) равен 2; для моховолишайниковых оленьих и лугово-разнотравных горных пастбищ в составе земель всех
категорий (Kисх) равен 1,9; для водоохранных зон в составе земель всех категорий (Kисх)
равен 1,8; для сельскохозяйственных угодий в составе земель сельскохозяйственного
назначения (Kисх) равен 1,6; для облесенных территорий в составе земель всех категорий
(Kисх) равен 1,5; для земель населенных пунктов (за исключением земельных участков,
отнесенным к территориальным зонам производственного, специального назначения,
инженерных и транспортных инфраструктур, военных объектов) (Kисх) равен 1,3; для
остальных категорий и видов целевого назначения (Kисх) равен 1,0.
Если территория одновременно может быть отнесена к нескольким видам целевого
назначения, приведенным в таблице, то в расчетах используется коэффициент Kисх с
максимальным значением.
i =1
ТАКСЫ (ТХ) ДЛЯ ИСЧИСЛЕНИЯ РАЗМЕРА ВРЕДА, ПРИЧИНЕННОГО ПОЧВАМ КАК ОБЪЕКТУ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ПРИ ХИМИЧЕСКОМ ЗАГРЯЗНЕНИИ И ПОРЧЕ ПОЧВ
Приуроченность участка к почвенно-климатическим зонам и горным поясам
Таксы
(руб./м2)
96
Полярно-тундровая зона (арктические, полярно-пустынные, тундрово-глеевые и тундрово- 900
иллювиально-гумусовые почвы и др.)
Лесотундрово-северотаежная зона (глееподзолистые, подзолистые иллювиально-гумусовые и 600
глеемерзлотно-таежные почвы и др.)
Среднетаежная (подзолистые, мерзлотно-таежные и болотно-подзолистые почвы и др.)
500
Южнотаежная зона (дерново-подзолистые, буротаежные, бурые лесные и болотно-подзолистые 400
почвы и др.)
Лесостепная зона (серые лесные почвы, черноземы оподзоленные, выщелоченные и типичные, 500
лугово-черноземные почвы и др.)
Степная зона (черноземы обыкновенные и южные, лугово-черноземные почвы и др.)
600
Сухостепная зона (темно-каштановые и каштановые почвы, солонцы
солонцовых комплексов и др.)
Полупустынная зона (светло-каштановые и бурые полупустынные почвы и др.)
Субтропическая зона (желтоземы и подзолисто-желтоземные почвы и др.)
Горный
альпийский
и
субальпийский
(горно-луговые, горно-луговые черноземовидные почвы и др.)
Горный лесной пояс (горные бурые лесные, горно-луговые почвы и др.)
Горный степной пояс (горно-луговые, горно-лугово-степные почвы и др.)
и
почвы 550
550
700
пояс 900
800
700
3.7. Оценка воздействия на атмосферный воздух
В штатном режиме осуществляемой деятельности (прием нефтепродуктов из
нефтеналивных судов, отпуск нефтепродуктов, хранение нефтепродуктов в резервуарах,
выдача нефтепродуктов потребителям в автоцистерны, транспортировка нефтепродуктов
автоцистернами) воздействие на атмосферный воздух находится в допустимых пределах
соответствующих критериям санитарно-гигиеническим критериям качества.
С целью охраны атмосферного воздуха ОАО «ННК» организован контроль за
содержанием выбросов вредных (загрязняющих) веществ на источниках загрязнения
атмосферного воздуха.
При разливе нефтепродуктов без возгорания (дизельное топливо) в атмосферу
выделяются: углеводороды предельные С12-С19 и сероводород.
При разливе нефтепродуктов (дизельное топливо) с горением в атмосферу
выделяются: азота диоксид, диоксид углерода (CO2), оксид углерода (CO), оксиды серы (в
пересчете на SO2), орг. кислоты (в пер. на уксусн. кислоту), сажа (C), сероводород (H2S),
формальдегид (HCHO), цианистый водород (синильная кислота).
Основными средствами охраны окружающей среды от вредных воздействий
выбросов при перекачке нефтепродуктов является использование в технологических
процессах и операциях герметичного оборудования, а также строгое соблюдение
технологического режима. Также выполняются мероприятия, предусматривающие
диспетчерский контроль за технологическими и вспомогательными процессами; плановопредупредительные ремонты технологического оборудования, выполняемые по
утвержденным планам-графикам специализированными бригадами предприятия;
оборудование
технологических
емкостей
надежными
и
эффективными
предохранительными клапанами.
97
Загрязнение атмосферного воздуха при ЧС(Н) возможно при испарении
поллютантов со свободной площади разлива нефтепродуктов и с площади обваловки,
а также при их возгорании. Определяющее воздействие на атмосферный воздух при
возникновении ЧС(Н) прогнозируется в случае развития сценариев с возгоранием
нефтепродукта.
Как было сказано в пункте 3.2.1, планом ЛАРН установлено 2 сценария
возникновения аварийной ситуации, связанной с разливом нефтепродуктов.
Первый сценарий связан с возникновением и развитием аварийной ситуации
при попадании нефтепродуктов в почву. Второй сценарий связан с возникновением и
развитием аварийной ситуации при попадании нефтепродуктов в водоемы.
При этом планом ЛАРН установлены наиболее опасные аварийные ситуации
для каждого сценария.
По первому сценарию к наиболее опасным аварийным ситуациям относятся:
а) Разлив нефтепродуктов при разгерметизации технологического трубопровода (при
прорыве и проколе);
б) Разлив нефтепродуктов при разгерметизации резервуара хранения 5 000 м3 (4200
т);
в) Разлив нефтепродуктов при разрушении резервуара хранения;
г) Разлив нефтепродуктов при разгерметизации автоцистерны 11,214 м3 (9,42 т).
По второму сценарию к наиболее опасным аварийным ситуациям относятся:
а) Разлив нефтепродуктов при разгерметизации приемного трубопровода;
б)
Разлив
нефтепродуктов
при
разгерметизации
автоцистерны
при
транспортировке.
При оценке воздействия на окружающую среду рассмотрены следующие
аварийные ситуации, приуроченные к объектам хозяйственного использования –
нефтебазе и АЗС, а также максимальные площади разлива в зоне действия Плана
ЛАРН:
По первому сценарию
№
п/п
Сценарий аварийной ситуации
Наименование
продукта
Объем
разлива
Площадь
разлива, м2
1
2
3
4
1
Разгерметизация РВС -5000
№1 (2)
Дизельное
топливо
5000 м3
(4200,0 т)
3
Разрушение
РВС -5000 №3
Дизельное
топливо
5000 м3
(4200,0 т)
9
Разгерметизация автоцистерны
Дизельное
топливо
11,214м3
(9,42 т)
5
2716,0
(площадь
обвалования)
3953,0
[1663,0 внутри
обвалования]
56,07
11
Прорыв технического трубопровода
(при максимальном расстоянии
запорной арматуры)
Дизельное
топливо
41,37 м3
(35,58 т)
12
Прокол технического трубопровода
Дизельное
топливо
168,0 м3
(144,48 т)
Высота обвалования
группы резервуаров,
м
(материал
исполнения)
6
2,0
(грунтовое)
3,0
(грунтовое)
-
827,4
3360,0
По второму сценарию
№
п/п
Сценарий аварийной
ситуации
Наименование
продукта
Объем
разлива
Площадь разлива, м2
Высота обвалования
группы резервуаров,
м
(материал
исполнения)
98
9
10
Разгерметизация
автоцистерны
Разгерметизация
приемного
трубопровода
Дизельное
топливо
11,214м3
(9,42 т)
56,07
Дизельное
топливо
1,7 м3
(1,4 т)
162,0 (локализованная
боновыми заграждениями
акватория р. Б. Печора)
-
3.7.1. Оценка массы загрязняющих веществ, выбрасываемых в
атмосферу при испарении и при горении нефтепродуктов (дизельного
топлива)
Массу поллютантов с площади свободного разлива нефтепродуктов без
возгорания рассчитываем по максимальной площади разлития нефтепродуктов (дизельное
топливо) определенной в плане ЛАРН (аварийные ситуации № 1, № 3, № 9, № 11, № 12,
№ 10).
Расчет выбросов загрязняющих веществ при разливе нефтепродуктов без горения.
Расчет основан на следующих методических документах:
− «Методика по нормированию и определению выбросов вредных веществ в атмосферу»,
Астрахань, 2004 г.
− Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров», СПб, 1999 г.
− «Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов
загрязняющих веществ в атмосферный воздух», СПб, 2005 г.
− Постановление Госснаба СССР от 26 марта 1986 г. № 40 «Об утверждении норм
естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и
транспортировании» (с изменениями от 7 августа 1987 г., 4 сентября, 1 октября 1998 г.)
Расчетные формулы, исходные данные:
− Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
− G=q·К·F·10-6 т/период
− Среднегодовая температура воздуха: -3.5 °С
− q=1.294 г/(м2·ч) - количество углеводородов, испаряющихся с открытой поверхности объектов
очистных сооружений при среднегодовой температуре воздуха
− K=1.00 - коэффициент, учитывающий степень укрытия поверхности испарения (степень
укрытия поверхности: 0 %)
− Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
− М=K·qср·F/3600 г/с
− qср=(qдн·tдн+qн·tн)/24=4,86 г/(м2·ч) - среднее значение количества углеводородов, испаряющихся
с 1 м2 поверхности в летний период, рассчитываемое для дневных и ночных температур воздуха
− Средняя дневная температура в летний период: +15,9 °С [44]
− qдн=5,81 г/(м2·ч) - количество испаряющихся в дневное время углеводородов
− Средняя ночная температура в летний период: +9,4 °С [44]
− qн=2,97 г/(м2·ч) - количество испаряющихся в ночное время углеводородов
− tдн=16.0 - число дневных часов в сутки в летний период
− tн=8.0 - число ночных часов в сутки в летний период
99
Вариант расчета: разгерметизация РВС-5000 №1(2), разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 1)
Площадь разлива – 2716,0 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·2716,0 ·10-6 = 0.0035145 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·2716,0/3600 = 3.6666 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0.0035145* 99,52/100 = 0.0034976 т/период
3.6666* 99,52/100 = 4.6490003 г/с
Сероводород - 0,48 %
0.0035145* 0,48/100 = 0.0000168 т/период
3.6666* 0,48/100 = 0.0175996 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
Валовый выброс
(т/год)
0.0034976
0.0000168
3.6490003
0.0175996
Вариант расчета: разрушение РВС-5000 № 3, разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 3)
Площадь разлива – 3953,0 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·3953,0 ·10-6 = 0,0051152 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·3953,0/3600 = 5,3365500 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0,0051152* 99,52/100 = 0,0050906 т/период
5,3365500* 99,52/100 = 5,3109346 г/с
Сероводород - 0,48 %
0,0051152* 0,48/100 = 0,0000246 т/период
5,3365500* 0,48/100 = 0,0256154 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0050906
0,0000246
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
5,3109346
0,0256154
100
Вариант расчета: разгерметизация автоцистерны, разлив дизельного топлива
(аварийная ситуация № 9 при попадании в почву)
Площадь разлива – 56,07 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·56,07 ·10-6 = 0,0000726 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·56,07/3600 = 0,0756945 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0,0000726* 99,52/100 = 0,0000722 т/период
0,0756945* 99,52/100 = 0,0753312 г/с
Сероводород - 0,48 %
0,0000726* 0,48/100 = 0,0000003 т/период
0,0756945* 0,48/100 = 0,0003633 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0000722
0,0000003
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
0,0753312
0,0003633
Вариант расчета: разгерметизация автоцистерны, разлив дизельного топлива
(аварийная ситуация № 9 при попадании в воду)
Площадь разлива – 486 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·486 ·10-6 = 0,0006289 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·486/3600 = 0,6561000 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0,0006289* 99,52/100 = 0,0006259 т/период
0,6561000* 99,52/100 = 0,6529507 г/с
Сероводород - 0,48 %
0,0006289* 0,48/100 = 0,0000030 т/период
0,6561000* 0,48/100 = 0,0031493 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0006259
0,0000030
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
0,6529507
0,0031493
101
Вариант расчета: разгерметизация приемного трубопровода, разлив дизельного
топлива (аварийная ситуация № 10)
Площадь разлива – 162,0 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·162,0 ·10-6 = 0,0002096 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·162,0/3600 = 0,2187000 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0,0002096* 99,52/100 = 0,0002086 т/период
0,2187000* 99,52/100 = 0,2176502 г/с
Сероводород - 0,48 %
0,0002096* 0,48/100 = 0,0000010 т/период
0,2187000* 0,48/100 = 0,0010498 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0002086
0,0000010
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
0,2176502
0,0010498
Вариант расчета: прорыв технического трубопровода (при максимальном
расстоянии запорной арматуры), разлив дизельного топлива (аварийная ситуация
№ 11)
Площадь разлива – 827,4 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·827,4·10-6 = 0,0010707 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·827,4/3600 = 1,1169900 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0,0010707* 99,52/100 = 0,0010655 т/период
1,1169900* 99,52/100 = 1,1116284 г/с
Сероводород - 0,48 %
0,0010707* 0,48/100 = 0,0000051 т/период
1,1169900* 0,48/100 = 0,0053616 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0010655
0,0000051
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
1,1116284
0,0053616
102
Вариант расчета: прокол технического трубопровода, разлив дизельного топлива
(аварийная ситуация № 12)
Площадь разлива – 3360,0 м2
Расчет загрязняющих веществ:
Валовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
G=1.294·1·3360,0 ·10-6 = 0.0043478 т/период
Максимально-разовый выброс загрязняющих веществ определяется по формуле:
М=1·4,86·3360,0/3600 = 4.536 г/с
С учетом разделения по составу:
Углеводороды предельные С12-С19 , содержание – 99,52 %
0.0043478* 99,52/100 = 0,0043270 т/период
4.536* 99,52/100 = 4.5142272 г/с
Сероводород - 0,48 %
0.0043478* 0,48/100 = 0,0000209 т/период
4.536* 0,48/100 = 0.0217728 г/с
Результаты расчета выбросов по источнику:
Вредное вещество
Углеводороды предельные С12-С19
Сероводород
Код
в-ва
2754
333
Валовый выброс
(т/год)
0,0043270
0,0000209
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
4.5142272
0.0217728
Оценим массу загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при
горении нефтепродуктов. Оценка проводилась по аварийным ситуациям № 1, № 3, №
9, № 11, № 12, № 10 для случаев разлива дизельного топлива. Расчет ведется по
методикам [41;42].
Алгоритмы расчетов основаны на математическом аппарате и нормативных
материалах, заложенных в "Методике расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при
свободном горении нефти и нефтепродуктов", Самара, 1996 год.
Расчетные формулы
G(i) = K(i) * m(j) * S * 10e3, г/с
M(i) = G(i) * 16.67 * hср * 3.6 / (l * 10e3), тонн
где:
М(i) - валовый выброс i-го вредного вещества
G(i) - максимально-разовый выброс i-го вредного вещества
K(i) - удельный выброс i-го вредного вещества на единицу массы сгоревшего j - го нефтепродукта,
кг/кг
m(j) - скорость выгорания j - го нефтепродукта, кг/(кв.м*сек)
S - площадь зеркала горения нефтепродукта, кв.м
hср - средняя величина толщины слоя нефтепродукта над грунтом, м
l - линейная скорость выгорания нефтепродукта, мм/мин
103
Вариант расчета: разгерметизация РВС - 5000 №1 (2), разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 1)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при разгерметизации резервуара
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 1.84
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.мсек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Площадь разлива (кв.м): 2716
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=3946.1365095 т/год
Gi=1*0.055*2716*1000=149380 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
Mi=0.0071*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=28.0175692 т/год
Gi=0.0071*0.055*2716*1000=1060.598 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=50.905161 т/год
Gi=0.0129*0.055*2716*1000=1927.002 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=102.9941629 т/год
Gi=0.0261*0.055*2716*1000=3898.818 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=3.9461365 т/год
Gi=0.001*0.055*2716*1000=149.38 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=18.5468416 т/год
Gi=0.0047*0.055*2716*1000=702.086 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=3.9461365 т/год
Gi=0.001*0.055*2716*1000=149.38 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=4.3407502 т/год
Gi=0.0011*0.055*2716*1000=164.318 г/сек
Вещество: Орг. кислоты (в пер. на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*2716*16.67*1.84*3.6/4.18=14.2060914 т/год
Gi=0.0036*0.055*2716*1000=537.768 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при разгерметизации резервуара:
Вредное вещество
Код
веще
ства
Валовый выброс
(т/год)
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
104
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты (в пер. на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
301
337
330
1555
328
333
1325
317
102.9941629
3946.1365095
28.0175692
18.5468416
14.2060914
50.9051610
3.9461365
4.3407502
3.9461365
3898.8180000
149380.0000000
1060.5980000
702.0860000
537.7680000
1927.0020000
149.3800000
164.3180000
149.3800000
Вариант расчета: разрушение РВС - 5000 № 3, разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 3)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при разрушении резервуара
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 3.00
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м сек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Площадь разлива (кв.м): 3953
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=9364.2408947 т/год
Gi=1*0.055*3953*1000=217415 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
Mi=0.0071*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=66.4861104 т/год
Gi=0.0071*0.055*3953*1000=1543.6465 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=120.7987075 т/год
Gi=0.0129*0.055*3953*1000=2804.6535 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=244.4066874 т/год
Gi=0.0261*0.055*3953*1000=5674.5315 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=9.3642409 т/год
Gi=0.001*0.055*3953*1000=217.415 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=44.0119322 т/год
Gi=0.0047*0.055*3953*1000=1021.8505 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=9.3642409 т/год
Gi=0.001*0.055*3953*1000=217.415 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=10.300665 т/год
105
Gi=0.0011*0.055*3953*1000=239.1565 г/сек
Вещество: Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*3953*16.67*3*3.6/4.18=33.7112672 т/год
Gi=0.0036*0.055*3953*1000=782.694 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при разрушении резервуара:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
веще
ства
301
337
330
1555
328
333
1325
317
Валовый выброс
(т/год)
244.4066874
9364.2408947
66.4861104
44.0119322
33.7112672
120.7987075
9.3642409
10.3006650
9.3642409
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
5674.5315000
217415.0000000
1543.6465000
1021.8505000
782.6940000
2804.6535000
217.4150000
239.1565000
217.4150000
Вариант расчета: разгерметизация автоцистерны, разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 9, при попадании в почву)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при разгерметизации автоцистерны
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 0.01
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м сек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Объем нефтепродукта (куб.м): 11
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.4094713 т/год
Gi=1*0.055*51.8559991*1000=2852.0799514 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
Mi=0.0071*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0029072 т/год
Gi=0.0071*0.055*51.8559991*1000=20.2497677 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0052822 т/год
Gi=0.0129*0.055*51.8559991*1000=36.7918314 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0106872 т/год
Gi=0.0261*0.055*51.8559991*1000=74.4392867 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0004095 т/год
106
Gi=0.001*0.055*51.8559991*1000=2.85208 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0019245 т/год
Gi=0.0047*0.055*51.8559991*1000=13.4047758 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0004095 т/год
Gi=0.001*0.055*51.8559991*1000=2.85208 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0004504 т/год
Gi=0.0011*0.055*51.8559991*1000=3.1372879 г/сек
Вещество: Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*51.8559991*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0014741 т/год
Gi=0.0036*0.055*51.8559991*1000=10.2674878 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при разгерметизации автоцистерны:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
веще
ства
301
337
330
1555
328
333
1325
317
Валовый выброс
(т/год)
0.0106872
0.4094713
0.0029072
0.0019245
0.0014741
0.0052822
0.0004095
0.0004504
0.0004095
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
74.4392867
2852.0799514
20.2497677
13.4047758
10.2674878
36.7918314
2.8520800
3.1372879
2.8520800
Вариант расчета: разгерметизация автоцистерны, разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 9, при попадании в воду)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при разгерметизации автоцистерны
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 0.02
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м сек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Площадь разлива (кв.м): 486
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=7.6752188 т/год
Gi=1*0.055*486*1000=26730 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
107
Mi=0.0071*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0544941 т/год
Gi=0.0071*0.055*486*1000=189.783 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0990103 т/год
Gi=0.0129*0.055*486*1000=344.817 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.2003232 т/год
Gi=0.0261*0.055*486*1000=697.653 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0076752 т/год
Gi=0.001*0.055*486*1000=26.73 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0360735 т/год
Gi=0.0047*0.055*486*1000=125.631 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0076752 т/год
Gi=0.001*0.055*486*1000=26.73 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0084427 т/год
Gi=0.0011*0.055*486*1000=29.403 г/сек
Вещество: Орг. кислоты (в пер.на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*486*16.67*0.02*3.6/4.18=0.0276308 т/год
Gi=0.0036*0.055*486*1000=96.228 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при разгерметизации автоцистерны:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
веще
ства
301
337
330
1555
328
333
1325
317
Валовый выброс
(т/год)
0.2003232
7.6752188
0.0544941
0.0360735
0.0276308
0.0990103
0.0076752
0.0084427
0.0076752
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
697.6530000
26730.0000000
189.7830000
125.6310000
96.2280000
344.8170000
26.7300000
29.4030000
26.7300000
108
Вариант расчета: разгерметизация приемного трубопровода, разлив дизельного топлива
(аварийная ситуация № 10)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при разгерметизации приемного трубопровода
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 0.01
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м сек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Площадь разлива (кв.м): 162
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=1.2792031 т/год
Gi=1*0.055*162*1000=8910 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
Mi=0.0071*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0090823 т/год
Gi=0.0071*0.055*162*1000=63.261 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0165017 т/год
Gi=0.0129*0.055*162*1000=114.939 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0333872 т/год
Gi=0.0261*0.055*162*1000=232.551 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0012792 т/год
Gi=0.001*0.055*162*1000=8.91 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0060123 т/год
Gi=0.0047*0.055*162*1000=41.877 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0012792 т/год
Gi=0.001*0.055*162*1000=8.91 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0014071 т/год
Gi=0.0011*0.055*162*1000=9.801 г/сек
Вещество: Орг. кислоты (в пер.на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*162*16.67*0.01*3.6/4.18=0.0046051 т/год
Gi=0.0036*0.055*162*1000=32.076 г/сек
109
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при разгерметизации приемного
трубопровода:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
веще
ства
301
Валовый выброс
(т/год)
337
330
1555
328
333
1325
317
0.0333872
1.2792031
0.0090823
0.0060123
0.0046051
0.0165017
0.0012792
0.0014071
0.0012792
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
232.5510000
8910.0000000
63.2610000
41.8770000
32.0760000
114.9390000
8.9100000
9.8010000
8.9100000
Вариант расчета: прорыв технического трубопровода (при максимальном расстоянии
запорной арматуры), разлив дизельного топлива (аварийная ситуация № 11)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при прорыве технического трубопровода
Тип нефтепродукта: дизельное топливо
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 0.05
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м сек): 0.055
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18
Объем нефтепродукта в резервуаре (куб.м): 41, 37
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K=1.00000
Mi=1*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=10.5694791 т/год
Gi=1*0.055*191.2189965*1000=10517.0448057 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K=0.00710
Mi=0.0071*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0750433 т/год
Gi=0.0071*0.055*191.2189965*1000=74.6710181 г/сек
Вещество: Сажа (C)
Уд. выделение K=0.01290
Mi=0.0129*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.1363463 т/год
Gi=0.0129*0.055*191.2189965*1000=135.669878 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K=0.02610
Mi=0.0261*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.2758634 т/год
Gi=0.0261*0.055*191.2189965*1000=274.4948694 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0105695 т/год
Gi=0.001*0.055*191.2189965*1000=10.5170448 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
110
Уд. выделение K=0.00470
Mi=0.0047*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0496766 т/год
Gi=0.0047*0.055*191.2189965*1000=49.4301106 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K=0.00100
Mi=0.001*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0105695 т/год
Gi=0.001*0.055*191.2189965*1000=10.5170448 г/се
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K=0.00110
Mi=0.0011*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0116264 т/год
Gi=0.0011*0.055*191.2189965*1000=11.5687493 г/сек
Вещество: Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K=0.00360
Mi=0.0036*0.055*191.2189965*16.67*0.07*3.6/4.18=0.0380501 т/год
Gi=0.0036*0.055*191.2189965*1000=37.8613613 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при прорыве технического
трубопровода:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты(в пер.на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
веще
ства
301
337
330
1555
328
333
1325
317
Валовый выброс
(т/год)
0.2758634
10.5694791
0.0750433
0.0496766
0.0380501
0.1363463
0.0105695
0.0116264
0.0105695
Максимально
разовый выброс
(г/сек)
274.4948694
10517.0448057
74.6710181
49.4301106
37.8613613
135.6698780
10.5170448
11.5687493
10.5170448
Вариант расчета: прокол технического трубопровода, разлив дизельного топлива (аварийная
ситуация № 12)
Исходные данные:
Источник выделения: участок разлива при проколе трубопровода;
Тип нефтепродукта: дизельное топливо;
Средняя толщина слоя нефтепродукта (м): 0.05;
Скорость выгорания нефтепродукта (кг/кв.м·сек): 0.055;
Скорость выгорания нефтепродукта (мм/мин): 4.18;
Объем разлива нефтепродукта (куб.м): 168.
Вещество: Диоксид углерода (CO2)
Уд. выделение K = 1.00000
Mi = 1*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 30.7103518 т/год
Gi = 1*0.055*777.84*1000 = 42781.2 г/сек
Вещество: Оксид углерода (CO)
Уд. выделение K = 0.00710
Mi = 0.0071*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.2180435 т/год
Gi = 0.0071*0.055*777.84*1000 = 303.74652 г/сек
Вещество: Сажа (C)
111
Уд. выделение K = 0.01290
Mi = 0.0129*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.3961635 т/год
Gi = 0.0129*0.055*777.84*1000 = 551.87748 г/сек
Вещество: Азота диоксид
Уд. выделение K = 0.02610
Mi = 0.0261*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.8015402 т/год
Gi = 0.0261*0.055*777.84*1000 = 1116.58932 г/сек
Вещество: Сероводород (H2S)
Уд. выделение K = 0.00100
Mi = 0.001*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.0307104 т/год
Gi = 0.001*0.055*777.84*1000 = 42.7812 г/сек
Вещество: Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Уд. выделение K = 0.00470
Mi = 0.0047*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.1443387 т/год
Gi = 0.0047*0.055*777.84*1000 = 201.07164 г/сек
Вещество: Цианистый водород (синильная кислота)
Уд. выделение K = 0.00100
Mi = 0.001*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.0307104 т/год
Gi = 0.001*0.055*777.84*1000 = 42.7812 г/сек
Вещество: Формальдегид (HCHO)
Уд. выделение K = 0.00110
Mi = 0.0011*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.0337814 т/год
Gi = 0.0011*0.055*777.84*1000 = 47.05932 г/сек
Вещество: Орг. кислоты (в пер. на уксусн. кислоту)
Уд. выделение K = 0.00360
Mi = 0.0036*0.055*777.84*16.67*0.05*3.6/4.18 = 0.1105573 т/год
Gi = 0.0036*0.055*777.84*1000 = 154.01232 г/сек
Результаты расчета выбросов по источнику - участок разлива при проколе технического
трубопровода:
Вредное вещество
Азота диоксид
Диоксид углерода (CO2)
Оксид углерода (CO)
Оксиды серы (в пересчете на SO2)
Орг. кислоты (в пер. на уксусн. кислоту)
Сажа (C)
Сероводород (H2S)
Формальдегид (HCHO)
Цианистый водород (синильная кислота)
Код
вещес
тва
301
337
330
1555
328
333
1325
317
Валовый выброс (т/год)
0.8015402
30.7103518
0.2180435
0.1443387
0.1105573
0.3961635
0.0307104
0.0337814
0.0307104
Максимально-разовый
выброс (г/сек)
1116.5893200
42781.2000000
303.7465200
201.0716400
154.0123200
551.8774800
42.7812000
47.0593200
42.7812000
Расчет рассеяния загрязняющих веществ в атмосфере при свободном горении не
проводился ввиду отсутствия расчетной методики. Границы зон ЧС(Н) при
возникновении РН соответствуют максимально возможной площади распространения
нефтепродуктов.
112
3.7.2. Оценка ущерба атмосферному воздуху при ЧС(Н)
Эколого-экономический ущерб – это потери природных ресурсов, обусловленные
ухудшением состояния окружающей среды, вследствие влияния проектируемого объекта и
затраты на их компенсацию или восстановление. Комплексный ущерб оценивается как
сумма локальных ущербов от различных видов воздействий на виды реципиентов. Плата за
загрязнение за атмосферный воздух представляет собой форму возмещения экономического
ущерба от выбросов загрязняющих веществ в окружающую природную среду, которая
возмещает затраты на компенсацию воздействия выбросов.
Расчет платы за загрязнение окружающей среды при ЧС (Н) выполнен в
соответствии со следующими документами:
- Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение
окружающей природной среды. Утверждены 26.01.1993 г. Министерством охраны
окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации по согласованию с
Министерством экономики и Министерством финансов;
- Постановлением Правительства РФ № 344 от 12.06.2003 «О нормативах платы за
выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными
источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные
объекты, размещение отходов производства и потребления» (с изм. от 01.07.2005).
Расчет размера ущерба атмосферному воздуху с использованием методик расчета
платы за сверхлимитное загрязнение атмосферного воздуха.
Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в размерах,
не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы
выбросов, определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину
загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ по
следующей формуле:
n
Пнатм. =
∑
Нбнi х Кэатм. х Ки х Кд * Мi * 2 * 25, где
i =1
i
Пнатм
Нбнi
Кэатм
Ки
Кд
Мi
вид загрязняющего вещества (i = 1, 2, 3…n);
плата за выбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих
предельно допустимые нормативы выбросов, руб.;
базовый норматив платы за выброс 1 тонны i-го загрязняющего вещества в
пределах допустимых нормативов выбросов, руб.;
коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в
регионе (1,4 – Северный экономический район РФ);
повышающий коэффициент, учитывающий инфляцию ставок платы за выбросы,
Ки = 2,45 для веществ, норматив платы для которых установлен в Постановлении
Правительства РФ № 410 от 01.07.2005, коэффициент – 1,98;
коэффициент, учитывающий расположение объекта, в пределах города – 1,2, за
территорией города – 1.
фактический выброс i-го загрязняющего вещества, т.
Кэатм. = 1,4; Ки = 2,45; Кд = 1,2; К = 2; К = 25.
Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ
применяются с использованием дополнительного коэффициента 2 для районов Крайнего
Севера и приравненных к ним местностей.
113
При отсутствии разрешения на выбросы загрязняющих веществ применяется
коэффициент – 25. При превышении установленного норматива ПДВ, применяется
коэффициент 5 для количества выброса в тоннах выброшенных сверх нормативных. В
случае аварийного разлива нефтепродуктов оценка ущерба атмосферному воздуху
произведена как за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ с применением
коэффициента 25.
Планом ЛАРН установлены наиболее опасные аварийные ситуации с
максимальными площадями разлива нефтепродуктов (дизельного топлива) и
соответственно возгорания, на используемой предприятием акватории и территории.
Расчет платы за возможный причиненный ущерб атмосферному воздуху при
испарении нефтепродукта с участка разлива представлен в таблице 22.
Расчет платы за возможный причиненный ущерб атмосферному воздуху при
горении нефтепродукта на участке разлива представлен в таблице 23.
Расчетным путем получено, что максимальная прогнозируемая величина
ущерба атмосферному воздуху населенных мест при развитии сценариев разлития
дизельного топлива может составить: в случае испарения разлитого
нефтепродукта при разрушении резервуара (РВС - 5000 №3) - 6,54 рублей; в случае
горения разлитого нефтепродукта при разрушении резервуара (РВС - 5000 №3) 7383839,43 рублей.
114
Таблица 22 – Расчет платы за возможный причиненный ущерб при испарении нефтепродукта (дизельного топлива)
№
п/п
Сценарий аварийной ситуации
1
Разгерметизация РВС -5000 №1 (2)
3
Разрушение РВС -5000 №3
9
Разгерметизация автоцистерны
11
Прорыв технического трубопровода
(при
максимальном
расстоянии
запорной арматуры)
12
Прокол технического трубопровода
10
Разгерметизация приемного
трубопровода
Наименование
продукта
Дизельное
топливо
С12-С19
H2S
Итого по
H2S и С12-С19
Мi т/период
0.0000168
3,60
0,88
0,0035144
4,48
0,0050906
0,0000246
5,24
1,30
0,0051152
6,54
56,07
0,0000722
0,0000003
0,07
0,02
0,0000725
0,09
827,4
0,0010655
0,0000051
1,09
0,27
0,0010706
1,36
3360,0
0,0043270
0,0000209
4,45
1,10
0,0043479
5,56
162,0
0,0002086
0,0000010
0,22
0,05
0,0002096
0,27
Площадь
разлива,
м2
Мi т/период
С12-С19
H2S
2716,0
0.0034976
3953,0
Нбнi, руб/т
С12-С19
5
H2S
257
Пнатм.руб
Итого по H2S
и С12-С19
Пнатм.руб
115
Таблица 23 – Расчет платы за возможный причиненный ущерб при испарении
нефтепродукта (дизельного топлива)
№ аварийной ситуации
Загрязняющее
вещество
Мi
т/период
1
3
9 (при
попадании
в почву)
11
12
10
9 (при
попадании
в воду)
код
азота диоксид
333
102,994163
244,406687
0,010496
0,275863
0,801540
0,010496
0,200323
диоксид
углерода
304
3946,136510
9364,240895
0,402159
10,569479
30,710352
0,402159
7,675219
оксид
углерода
328
28,017569
66,486110
0,002855
0,075043
0,218044
0,002855
0,054494
оксиды серы
337
18,546842
44,011932
0,001890
0,049677
0,144339
0,001890
0,036074
органические
кислоты
380
14,206091
33,711267
0,001448
0,038050
0,110557
0,001448
0,027631
сажа
317
50,905161
120,798708
0,005188
0,136346
0,396164
0,005188
0,099010
сероводород
1325
3,946137
9,364241
0,000402
0,010570
0,030710
0,000402
0,007675
формальдегид
1555
4,340750
10,300665
0,000442
0,011626
0,033781
0,000442
0,008443
цианистый
водород
330
3,946137
9,364241
0,000402
0,010570
0,030710
0,000402
0,007675
2716
3953
56,07
827,4
3360
162
56,07
Площадь аварийного разлива, м.
кв.
Продолжение таблицы 23 – Плата за выбросы загрязняющих веществ
ЗВ
азота диоксид
оксид углерода
оксиды серы
органические
кислоты
сажа
сероводород
формальдегид
цианистый
водород
Итого:
№ аварийной
ситуации
1102202,33
3459,61
80155,74
2615542,61
8209,70
190210,77
112,33
0,35
8,17
(Пнатм. руб)
2952,18
9,27
214,69
8577,76
26,92
623,80
112,33
0,35
8,17
2143,78
3,41
427,90
102326,48
838102,57
208713,53
610141,93
242822,26
1988829,92
495280,32
1447875,89
10,43
85,41
21,27
62,18
274,07
2244,81
559,03
1634,22
796,34
6522,44
1624,29
4748,36
10,43
85,41
21,27
62,18
55,28
139,00
405,95
1186,72
166483,55
3111585,74
395067,96
7383839,43
445,92
8334,19
1295,64
24215,56
16,97
317,12
1
3
16,97
317,12
9 (при попадании в
почву)
11
12
10
323,81
4685,85
9 (при попадании в
воду)
116
3.8. Мониторинг окружающей среды
3.8.1. Организация мониторинга обстановки и окружающей среды,
порядок уточнения обстановки в зоне ЧС(Н)
Уточнение обстановки в зоне ЧС(Н) начинается после получения сообщения о
ЧС(Н) или предполагаемом ЧС(Н).
К первоочередным мероприятиям по мониторингу и прогнозированию РН
относится определение:
−
масштабов разлива (уровня ЧС(Н));
−
местоположения и характеристик распространения РН;
−
погодных условий и опасных природных явлений;
−
пожаро- и взрывоопасности.
После получения сообщения о ЧС(Н) уточнение обстановки производится по
следующим параметрам:
−
оценка характера повреждения и масштаба аварии;
−
наличие пострадавших;
−
обеспечение безопасности персонала, объектов жизнеобеспечения,
находящихся в зонах поражающих факторов РН;
−
прогнозирование уровня ЧС(Н);
−
организация мониторинга зон РН.
При предварительной оценке обстановки уточняются:
−
местонахождение разлива;
−
источник и причина разлива;
−
тип и характеристики продукта;
−
площадь разлива, включая направление разлива, длину, ширину пятна;
−
гидрометеорологические условия в районе РН;
−
меры, предпринятые для локализации и ликвидации РН; наличие
пострадавших и вероятность загрязнения природных объектов и объектов
жизнеобеспечения населения;
−
оценивается опасность РН для населения;
−
учитывается прогноз гидрометеорологической службы.
Сбор, обмен и анализ информации о РН, о ходе работ на месте аварии происходит с
периодичностью не реже, чем один раз в два часа (РД 153-39.4-074-01).
3.8.2. Мониторинг обстановки и окружающей среды
Мониторинг представляет собой комплексную систему наблюдений за состоянием
окружающей среды, оценки и прогноза изменений состояния окружающей среды под
воздействием природных и антропогенных факторов.
Основной целью системы мониторинга является получение достоверной
информации об экологическом состоянии на территории объектов и в зоне его влияния
для информационной поддержки принятия управленческих решений, касающихся
природоохранной деятельности.
Основными задачами мониторинга являются:
117
− получение и накопление информации об источниках загрязнения и состоянии
компонентов природной среды в зоне влияния объекта;
− анализ и комплексная оценка текущего экологического состояния различных
компонентов природной среды и прогнозирование динамики их развития в процессе
эксплуатации объекта;
− информационное обеспечение руководство объекта для принятия плановых и
экспертных управленческих решений;
− подготовка, ведение и оформление отчетной документации по результатам
экологического мониторинга;
− получение данных об эффективности природоохранных мероприятий, выработка
рекомендаций и предложений по устранению и предупреждению негативных
экологических ситуаций.
Мониторинг обстановки на месте аварии осуществляется с отслеживанием
следующих параметров:
– Площадь пораженного района;
– Положение разлива по отношению к незатронутым экологически уязвимым
местам;
– Характеристики разлива нефтепродукта;
– Оценка толщины слоя разлившегося нефтепродукта;
– Оценка возможности возникновения пожара;
– Места расположения специального оборудования.
Контроль и отбор проб на водных объектах проводится с момента обнаружения
аварийного разлива нефтепродуктов.
Отбор проб объектов окружающей среды осуществляется по соответствующим
нормативным документам и сопровождается заполнением актов отбора проб. Выполнение
количественного химического анализа производится по методикам выполнения
измерений, утвержденным природоохранными органами (МПР России, Минздравом
России или Росгидрометом России). Количество проб (воздуха, воды, почвы) определяется
в каждом случае отдельно. Число проб почвы, периодичность наблюдения зависят от
свойств химического вещества, характеристики почв и ландшафтных особенностей
территории.
На акватории контроль проводится визуальным осмотром, проверкой отсутствия
пленки и отбором проб воды. Предусматривается отбор проб воды из всех близлежащих
водных объектов на лабораторные исследования. Учитывая производственную
специализацию наблюдаемых объектов, пробы будут отбираться на следующие виды
анализов: сокращенный химический, определение нефтепродуктов, фенолов, СПАВ
(поверхностно–активные вещества), а также спектральный полуколичественный.
Наблюдения за уровневым режимом поверхностных и подземных вод включает замеры
уровня и мощности слоя нефтепродуктов (при его наличии). Замеры производятся 1 раз в
месяц.
Отбор проб из поверхностного слоя природных вод и отбор проб сточных вод для
определения содержания растворенных и эмульгированных нефтепродуктов производят в
стеклянные сосуды вместимостью от 0,5 до 2 дм3. При этом пленочные нефтепродукты не
должны попадать внутрь сосуда.
Отбор проб для определения пленочных нефтепродуктов производят
специальными приспособлениями из планктонной сетки площадью 0,03–0,05 м2,
обеспечивающими полноту их извлечения.
Отбор проб из глубинных слоев вод суши и морских для определения содержания
растворенных и эмульгированных нефтепродуктов производят в стеклянные герметичные
батометры, для подземных вод используют пробоотборники вместимостью от 0,5 до 2 дм3.
Объем отобранной пробы в зависимости от содержания нефтепродуктов должен
быть от 0,5 до 2 дм3.
118
Экстракция нефтепродуктов из воды производится не позднее 3 часов после отбора
пробы. При невозможности проведения экстракции в момент отбора пробы ее
консервируют. Требования к реактивам, используемым в качестве экстрагентов и
консервантов, должны быть включены в методы определения.
При отборе и хранении консервированных проб воды и экстрактов нефтепродуктов
не допускается изменение их состава из–за загрязнения смазкой подвижных частей,
вымывания материала емкости и испарения.
В проведении мониторинга участвуют специалисты ООО СПАСФ «Природа», а
также будет заключен договор с аккредитованной лабораторией на проведение
мониторинга. Измерение содержания углеводородов нефтепродуктов и сопутствующих
газов в воздухе окружающей среды производится газоанализаторами ИГС - 98,
специально обученными работниками организации. Результаты замеров заносятся в
Оперативный журнал ликвидации аварии, а в случае необходимости предпринимаются
дополнительные меры по взрывобезопасности.
Контроль воздушной среды производится каждый час и фиксируется в «журнале
контроля воздушной среды» о превышении ПДК немедленно докладывается
председателю КЧС.
Контроль за растекшимся нефтепродуктом
Контроль за растекшимся нефтепродуктом подразумевает оценку местонахождения
и отслеживание перемещения (мониторинг) нефтяного пятна. Контроль осуществляется с
помощью визуального наблюдения с воздушного судна с целью:
− уточнения факта разлива;
− определения распространенности и внешнего вида пятна;
− прогнозирования характера перемещения разлитого нефтепродукта;
− передачи информации о текущем состоянии разлива во время проведения операции
по ЛРН.
Действия у источника и в стороне от источника разлива
Действия, как у источника, так и в стороне от источника РН направлены на
локализацию нефтяного пятна и сбор нефтепродукта с поверхности воды с целью
исключить или свести к минимуму распространение нефтепродукта и возможное
загрязнение прибрежных районов и ценных природных объектов. ПЛАРН предусмотрен
механический способ локализации, сбора и удаление нефтепродукта с поверхности воды.
3.8.3. Порядок осуществления мониторинга обстановки и
окружающей среды
Законодательство РФ предписывает проводить мониторинг за загрязненным
объектом окружающей природной среды и его возможным влиянием на объекты
жизнеобеспечения населения, который проводится Организациями, на территории
которых находятся источники такого загрязнения. Порядок осуществления мониторинга
обстановки и окружающей среды при угрозе и возникновении ЧС регламентирован
Постановлениями [16; 18; 45].
119
Основные цели мониторинга ЧС
−
−
−
−
−
Основными целями мониторинга при возникновении ЧС являются:
снижение рисков и смягчение последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий и
повышение уровня защиты населения и территорий субъекта от чрезвычайных
ситуаций;
контроль состояния природных, техногенных и биолого-социальных источников
чрезвычайных ситуаций на территории субъекта;
своевременное выявление причин, способствующих возникновению чрезвычайных
ситуаций на территории субъекта;
заблаговременное определение и расчет масштабов и характера возможного развития
обстановки в чрезвычайных ситуациях;
выработка рекомендаций для принятия необходимых мер по предупреждению,
локализации, ликвидации чрезвычайных ситуаций и смягчению их социальноэкономических последствий.
Режимы осуществления мониторинга ЧС
Мониторинг ЧС осуществляется в следующих режимах:
− Повседневной деятельности (отсутствие признаков и условий, свидетельствующих о
возникновении чрезвычайных ситуаций).
− Повышенной готовности - при получении прогноза о вероятном возникновении
чрезвычайных ситуаций.
− Чрезвычайной ситуации - при возникновении, развитии и ликвидации чрезвычайных
ситуаций.
−
−
−
−
−
−
−
−
В режиме повседневной деятельности осуществляется:
наблюдение и контроль за состоянием окружающей среды, обстановкой на
потенциально опасных производственных объектах и прилегающих к ним
территориях;
сбор, обработка и анализ информационных материалов, полученных в процессе
осуществления мониторинга ЧС;
прогнозирование и оценка вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций;
представление обобщенной информации об обстановке в органы исполнительной
власти субъекта РФ и ГУ МЧС России по субъекту РФ.
В режиме повышенной готовности осуществляется:
непрерывный сбор, обработка, анализ мониторинговых данных об обстановке;
выработка предварительного прогноза развития ЧС;
составление прогнозов развития чрезвычайных ситуаций в реальном режиме времени;
представление информационных материалов в органы исполнительной власти
субъекта РФ, КЧС и ОПБ органов исполнительной власти субъекта РФ и ГУ МЧС
России по субъекту РФ.
В режиме чрезвычайной ситуации осуществляется:
− непрерывный сбор, обработка, анализ мониторинговых данных об обстановке в зоне
ЧС(Н);
120
− расчет вероятных сценариев развития чрезвычайной ситуации и оперативных мер по
предотвращению, локализации и смягчению последствий ЧС(Н).
− представление информации об обстановке в органы исполнительной власти субъекта РФ,
КЧС и ОПБ органов исполнительной власти субъекта РФ и ГУ МЧС России по субъекту
РФ.
Мониторинг РН
Знание места РН и возможность спрогнозировать наиболее вероятное направление его
перемещения имеют большое значение при осуществлении мероприятий по ЛРН. Для
этой цели в настоящем Плане выполнены:
− расчет направления и вероятной траектории разлива нефтепродуктов;
− протяженность и площадь нефтяного загрязнения;
− изменение характеристик нефтяного загрязнения или свойств нефтепродукта с течением
времени;
− определение зон наибольших концентраций нефтепродукта;
− места размещения оборудования ЛРН.
Мониторинг обстановки и окружающей среды в зоне ЧС(Н) осуществляется путем
визуального наблюдения, лабораторных исследований и с помощью средств
дистанционного обнаружения РН. При ведении операции ЛРН мониторинг на месте
разлива и оценка ситуации осуществляется силами и средствами АСФ(Н) ООО СПАСФ
«Природа», несущих АСГ/ЛРН при выполнении операций с нефтепродуктами ООО
«ННК». При проведении работ по ЛРН лабораторные исследования качества
атмосферного воздуха
производится специалистами АСФ(Н) с использованием
газоанализаторов. Мониторинговые наблюдения ведутся круглосуточно. Периодичность
наблюдений определяются динамикой распространения РН. При оценке ситуации
целесообразно использовать Контрольный лист оценки аварии.
Мониторинг использования природных ресурсов при производстве работ по ЛРН и
реализации в полном объеме природоохранных технологий (использование разрешенных
способов сбора и утилизации нефти и нефтепродуктов, применения разрешенных
сорбентов и т.п.) выполняет Управление Росприроднадзора по НАО.
Необходимость натурного обследования места аварии определяется комиссией по
ликвидации аварийного разлива нефтепродукта с участием представителя федерального
органа исполнительной власти, уполномоченного в области охраны водных ресурсов
(Двинско-Печорское территориальное управление (федеральное агентство по рыболовству
территориального отдела по НАО), Управление Федеральной службы по надзору в сфере
природопользования (Росприроднадзор) по НАО).
121
3.8.4. Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых
природных территорий и объектов
На территории субъектов Российской Федерации в соответствии с требованиями
законодательства Российской Федерации к особо охраняемым природным объектам
относятся: государственные природные заповедники, заказники, памятники природы,
водоохранные зоны, местообитания редких и исчезающих животных и растений, не
включенные в особо охраняемые природные территории. Особо охраняемые природные
территории – участки земли, водной поверхности и воздушного пространства над ними,
где располагаются природные комплексы и объекты, которые имеют особое
природоохранное, научное, культурное, эстетическое, рекреационное и оздоровительное
значение, которые изъяты решениями органов государственной власти полностью или
частично из хозяйственного использования и для которых установлен режим особой
охраны.
На территории ОАО «ННК» особо охраняемых природных территории и объектов
– нет.
Районами повышенной опасности для аварий, связанных с разливом
нефтепродуктов, является р.Печора, на которой проводятся операции по сливу/наливу
нефтепродуктов.
При аварийных ситуациях, связанных с разгерметизацией резервуара,
технологического трубопровода и автоцистерн на территории площадки, граница зоны
действия ЧС(Н) не выйдет за границы территории объекта. В этом случае проведение
мероприятий по защите районов повышенной опасности, особо охраняемых природных
территорий и объектов не требуется.
При угрозе загрязнения нефтепродуктами прилегающей территории площадки
следует сосредоточить внимание на превентивной защите границы территории
производственной площадки.
В зависимости от количества разлитого нефтепродукта и метеоусловий строится
стратегия защиты прилегающей территории производственной площадки, а также
определяется потребность в оборудовании, снаряжении и дополнительном персонале.
Защита прилегающей территории от загрязнения нефтепродуктами обеспечивается
следующими мерами:
– предотвращение растекания нефтепродукта по территории объекта при разливах
на территории резервуарных парков достигается обвалованием резервуарного парка;
– при разгерметизации резервуаров принимаются меры к перекрытию задвижек на
технологических трубопроводах и отключению аварийного резервуара, проверяется
закрытие хлопушки в группе обвалования аварийного резервуара, настраивается
технологическая линия для откачки нефтепродукта в резервуар с аналогичным продуктом
хранения, отключению электропитания технологических систем (кроме электропитания
систем аварийной и противопожарной защиты);
122
– интенсивным сбором разлитой нефтепродукта всеми имеющимися силами и
средствами;
– при локализации разлива нефтепродукта вблизи водного объекта в первую
очередь создается препятствие для распространения разлива в направлении водоема и
водоохраной зоны;
– при разливе нефтепродукта на поверхности реки локализация разлива с
выставлением боновых заграждений осуществляется на нескольких рубежах вниз по
течению, начиная с места начала разлива. При планировании участков развертывания
боновых заграждений учитываются время и место обнаружения, его объем скорость
распространения, расчетное время прибытия группы ликвидации нефтяных разливов на
воде, характеристики реки и береговой линии вдоль русла, наличие и местонахождение
мостов.
Заключение
По результатам проведенной оценки воздействия на окружающую среду выявлено,
что основными мероприятиям по предупреждению негативного воздействия являются
предупредительные, организационные и инженерные мероприятия, которые направлены
на предотвращение разлития нефтепродуктов.
На основании анализа разлива нефтепродуктов на акватории и территории и
возможных негативных последствий разлива очевидно, что для минимизации негативных
последствий возможных ЧС(Н) основной задачей операции ЛРН будет локализация
нефтяного пятна на как можно более ранних этапах ЧС(Н), защита берега,
гидротехнических сооружений, а также территории, на которой может произойти разлив
нефтепродукта. Способы и организация локализации разливов нефтепродуктов
представлены в разделах 2.2.4. и 3.1. Плана ЛАРН, материалы о защите районов
повышенной опасности, окружающей среды и объектов представлены в п. 2.2.3 Плана
ЛАРН.
ОАО «ННК» выбраны оптимальные технологии по ликвидации разлива
нефтепродукта на акватории порта Нарьян-Мар и территории вероятного разлива, начиная
с постановки основных задач реагирования и разработки стратегии решения этих задач, а
именно:
− Обеспечение максимально возможной безопасности рабочего персонала;
− Первоочередную защиту берегов и ресурсов, для которых характерна наименьшая
способность к самовосстановлению;
− Снижение объема загрязнения до минимального уровня его воздействия на ОС;
− Сведение к минимуму ущерба ОС от РН и от ликвидационных мероприятий;
− Сведение к минимуму количество отходов, образующихся в результате
ликвидационных мероприятий.
Применены следующие основные операции по ЛЧС(Н):
− Операции по прекращению разлива и его локализации;
− Операции по максимальному сбору разлившегося нефтепродукта до его минимального
остатка, обусловленного техническими характеристиками используемых технических
средств;
123
− Операции по размещению собранного нефтепродукта для его последующей
утилизации, производится силами ООО СПАСФ «ПРИРОДА».
Мероприятия по ЛЧС(Н) считаются завершенными после обязательного
выполнения следующих этапов:
− Прекращение сброса нефтепродуктов;
− Сбор разлившихся нефтепродуктов до максимально достижимого уровня
обусловленного техническими характеристиками используемых специальных
технических средств;
− Размещение собранной нефтеводяной смеси и нефтепродуктов для их последующей
переработки и утилизации, исключающее вторичное загрязнение производственных
объектов и объектов окружающей природной среды;
− Ликвидация загрязнения береговой, причальной полосы и загрязненной территории.
Технические и организационные мероприятия, планируемые ОАО «ННК» для
осуществления намечаемой деятельности по приему, хранению и транспортировке
нефтепродуктов обеспечивают экологическую безопасность всех основных операций.
ОАО «ННК» запланированы своевременные, эффективные, современные меры по
защите и охране окружающей среды в случае возникновения ЧС(Н). При применении мер,
предусмотренных планом ЛАРН, негативное воздействие на окружающую среду будет
сведено к минимуму.
124
Список литературы
1. Инструкция о порядке передачи сообщений о загрязнении морской среды от
14.06.1994 г. № 598;
2. Кормак Д. Борьба с загрязнением моря нефтью и химическими веществами. Москва
«Транспорт», 1989.
3. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей,
утвержденная и введенная в действие постановлением Госгортехнадзора России от
26.06.01.;
4. Методика оценки эколого-экономических последствий загрязнения земель нефью и
нефтепродуктами, ОАО «Лукойл», Москва, Центр стратегических исследований
гражданской защиты МЧС России, Москва, ОАО «Согаз», Москва, ООО
«Проманалитика», Москва;
5. Международная Конвенция о Гражданской Ответственности за ущерб, причиненный
нефтяным загрязнением, 1992 г. (С1Х, 1992);
6. Международная Конвенция об основании международного фонда для компенсации
ущерба, причиненного нефтяным загрязнением (Фонд МФКР, 1992 г.);
7. Международная Конвенция по обеспечению готовности на случай загрязнения
нефтью, борьбе с ним и сотрудничеству 1990 года (БЗНС-90). Измененной Протоколом
ОВВ-БЗНС 2000г.;
8.
Международная конвенция ПДМНВ 78/95
9. Международная конвенция по охране человеческой жизни на море 1974 г. (СОЛАС74) с поправками резолюции ИМО А.890(21);
10. НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности»;
11. Отраслевое руководство по анализу и управлению риском, связанным с техногенным
воздействием на человека и окружающую природную среду при сооружении и
эксплуатации объектов добычи, транспорта, хранения и переработки углеводородного
сырья с целью повышения их надежности и безопасности./ Первая редакция РАО
«Газпром», 1996 г.;
12. Положение о Порядке классификации, расследования и учета аварийных случаев с
судами. С изменениями и дополнениями, внесенными приказом Комитета Российской
Федерации по рыболовству от 17 августа 1994 г., № 127 (ПРАС-90); Инструкция по
применению Положения о порядке классификации, расследования и учета аварийных
случаев с судами (ИПРАС-92) от 31 декабря 1992 г. № СМ-37/2222;
13. Положение о Взаимодействии аварийно – спасательных служб министерств, ведомств
и организаций на море и водных бассейнах № 917 от 09.07.1995 г.;
14. Положение о Федеральном Агентстве морского и речного транспорта, утверждено
Постановлением Правительства Российской Федерации от 23 июля 2004 г. № 371 (в ред.
Постановления Правительства РФ от 03.10.2006 № 600);
15. Положение о Предоставлении информации о состоянии окружающей природной
среды, ее загрязнении и чрезвычайных ситуациях техногенного характера, которые
оказали, оказывают, могут оказать негативное воздействие на окружающую природную
среду от 14.03.2000 г. № 128;
125
16. Постановление Правительства РФ от 30 декабря 2003 г. № 794 «О единой
государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»;
17. Постановление Правительства РФ от 15 апреля 2002 г. № 240 «О порядке организации
мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на
территории Российской Федерации»;
18. Постановление Правительства РФ от 21 августа 2000 г. № 613 «О неотложных мерах
по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»;
19. Постановление Правительства РФ от 19.01.2000 г. № 44 «О порядке создания,
эксплуатации и использования искусственных островов, сооружений и установок во
внутренних водах и территориальном море Российской Федерации»;
20. Постановление Правительства РФ от 30.12.2000 г. № 1038 «Об утверждении
положения о Министерстве транспорта Российской Федерации»;
21. Постановление Правительства РФ от 03.08.96 г. № 924 «О силах и средствах единой
государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»;
22. Постановление Правительства РФ от 10 ноября 1996 г. № 1340 «О порядке создания и
использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера»;
23. Приказ Госкомэкологии РФ от 05.03.1997 № 90 «Об утверждении методик расчета
выбросов вредных веществ в атмосферу»;
24. Приказ МЧС России от 28.12.2004 № 621 «Об утверждении Правил разработки и
согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов
на территории Российской Федерации»;
25. Приказ МЧС России от 28.02.2003 № 105 «Об утверждении Требований по
предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах
жизнеобеспечения»;
26. Приказ МПР РФ от 03.03.2003 № 156 «Об утверждении Указаний по определению
нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к
чрезвычайной ситуации»;
27. Приказ Минтранса РФ от 24.12.2002 № 158 «Об утверждении Правил пожарной
безопасности на судах внутреннего водного транспорта Российской Федерации»;
28. Приказ Минтранса РФ от 26 ноября 2007 года № 169 «Об утверждении Положения о
функциональной подсистеме организации и координации деятельности поисковых и
аварийно-спасательных служб (как российских, так и иностранных) при поиске и
спасании людей и судов, терпящих бедствие на море в поисково-спасательных районах
Российской Федерации единой государственной системы предупреждения и ликвидации
чрезвычайных ситуаций»;
29. Приказ Минтранса РФ от 20.09.2005 № 112 «О Функциональной подсистеме
транспортного обеспечения ликвидации чрезвычайных ситуаций Единой Государственной
Системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»;
30. Приказ Минтранса РФ от 23 июля 1998 г. № 92 «О реорганизации Морской аварийно
–спасательной службы Минтранса России»;
31. Приказ Минтранса РФ от 20 августа 1999 г. № 57 «Об утверждении типовых
положений о Морском спасательно-координационном центре (МСКЦ) и Морском
спасательном подцентре (МСПЦ)»;
126
32. Приказ Минтранса РФ от 06 апреля 2009 г. № 53 «Об утверждении положения о
функциональной подсистеме организации работ по предупреждению и ликвидации
разливов нефти и нефтепродуктов в море с судов и объектов независимо от их
ведомственной и национальной принадлежности»;
33. Семанов Г.Н. «Разливы нефти в море и обеспечение готовности к реагированию на
них», ЗАО «ЦНИИМФ». Г. Санкт-Петербург;
34. РД 31.11.81.36-81. «Правила морской перевозки нефти и нефтепродуктов наливом на
танкерах ММФ»;
35. РД 31.11.81.42-83. «Технические условия перевозки газового конденсата наливом»;
36. РД 03-418-01. «Методические указания по проведению анализа риска опасных
производственных объектов»;
37. РД 31.04.01-90. «Правила ведения работ по очистке загрязненных акваторий портов»;
38. РД 153-39.4-058-00. «Типовой план по организации и технологии работ по
ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов при авариях и повреждениях переходов
магистральных нефтепродуктопроводов через крупные водные преграды». Москва 2000
г.;
39. Руководство ИМО по борьбе с загрязнением нефтью – Раздел II «Планирование
чрезвычайных мер в случае разливов нефти»;
40. Руководство по ликвидации разливов нефти на морях, озерах и реках. СанктПетербург. ЗАО «ЦНИИМФ». 2002 г.;
41. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на
магистральных нефтепроводах (утв. Минтопэнерго РФ 01.11.1995);
42. Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при свободном горении
нефти и нефтепродуктов. Самара, 1996 г.;
43. План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на
объектах ОАО «Ненецкая нефтяная компания»;
44. Научно-прикладной справочник по климату СССР – Гидрометеоиздат.: г. Ленинград –
1989 г;
45. Постановление Правительства РФ от 24.03.1997 г. № 334 "О порядке сбора и обмена в
РФ информацией в области защиты населения и территорий от ЧС природного и
техногенного характера";
46. Федеральный Закон от 21 декабря 1994 г. № 68-ФЗ «О защите населения и территорий
от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;
47. Федеральный Закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов»;
48. Федеральный Закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;
49. Федеральный Закон от 23 ноября 1995 № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе»;
50. Федеральный Закон от 22.08.1995 № 151 –ФЗ «Об аварийно-спасательных службах и
статусе спасателей»;
51. Федеральный закон от 08.11.07 №261-ФЗ «О Морских портах в Российской
Федерации и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской
Федерации» (в ред. от 23.07.08).
127
ПРИЛОЖЕНИЯ
128
Приложение 1 – Договор с АСФ(Н) на ликвидацию последствий
аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, переработку
нефтяных шламов, образующихся на объектах ОАО «ННК»
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150