Маска панорамная срок эксплуатации


Опубликовано: 13.09.2017, 07:23/ Просмотров: 1698

УТВЕРЖДАЮ

Начальник Главного управления МЧС

России по Томской области

И.Ф. Киржаков

2011

УТВЕРЖДАЮ

Председатель КЧС и ОПБ муниципального образования «Город Томск»

ПЛАН

по предупреждению и ликвидации аварийных

разливов нефти и нефтепродуктов на

территории муниципального образования

«Город Томск»

Томск

Содержание

Название раздела

Стр-ца

Раздел 1. Введение

9-11

1.1. Цель и нормативно-правовая база разработки Плана

9-11

1.1.1. Цель и задачи

9-10

1.1.2. Руководящие документы

10-11

Раздел 2. Общая часть

11-171

2.1. Основные характеристики организации и прогнозируемой зоны загрязнения в случае ЧС (Н)

11-36

2.1.1. Зона действия Плана, готовность организаций к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС (Н)

13-14

2.1.2. Основные операции, производимые с нефтью и нефтепродуктами

14-30

2.1.3. Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории

30-33

2.1.4. Гидрометеорологические и экологические особенности района

33-36

2.2. Мероприятия по предупреждению ЧС (Н)

36-136

2.2.1. Возможные источники ЧС (Н)

36-48

2.2.2. Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и нефтепродуктов

48-63

2.2.3. Границы зон ЧС (Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти и нефтепродуктов

63-75

2.2.4. Ситуационные модели наиболее опасных ЧС (Н) и их социально-экономических последствий для персонала, населения и окружающей среды прилегающей территории

75-111

2.2.5. Определение достаточности состава сил и средств ЛЧС (Н), а также подразделений пожарной охраны, на случай возгорания нефти и нефтепродуктов, с учетом их дислокации

111-116

2.2.6. Мероприятия по предотвращению ЧС (Н)

116-136

2.3. Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС (Н)

136-157

2.3.1. Уровни реагирования

136-140

2.3.2. Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону ЧС (Н)

140-148

2.3.3. Зоны ответственности АСФ (Н) и подразделений пожарной охраны

148-152

2.3.4. Мероприятия по поддержанию в готовности органов управления, сил и средств к действиям в условиях ЧС (Н)

152-157

2.4. Организация управления, система связи и оповещения

157-171

2.4.1. Общие принципы управления и структура органов управления

157-159

2.4.2. Состав КЧС и ПБ организаций и их рабочих органов

159-162

2.4.3. Вышестоящий координирующий орган и организация взаимодействия с ними

162-163

2.4.4. Состав и организация взаимодействия привлекаемых сил и средств

163-169

2.4.5. Система связи и оповещения, порядок ее функционирования

169-170

2.4.6. Организация передачи управления при изменении категории ЧС (Н)

170-171

Раздел 3. Оперативная часть

171-237

3.1. Первоочередные действия при ЧС (Н)

171-185

3.1.1. Оповещение о чрезвычайной ситуации

171-173

3.1.2. Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения, оказание медицинской помощи

173-179

3.1.3. Мониторинг обстановки и окружающей среды

179-183

3.1.4. Организация локализации разливов нефти и нефтепродуктов

183-185

3.2. Оперативный план ЛЧС (Н)

185-237

3.2.1. Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС (Н)

185-193

3.2.2. Тактика реагирования на разливы нефти и мероприятия по обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей

193-196

3.2.3. Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных территорий и объектов

196-197

3.2.4. Технологии ЛЧС (Н)

197-205

3.2.5. Организация материально-технического, инженерного, финансового и других видов обеспечения операций по ЛЧС (Н)

205-210

3.2.6. Материалы предварительного планирования боевых действий по тушению возможных пожаров (оперативное планирование тушения пожара)

210-225

3.2.7. Меры безопасности при проведении работ по ЛЧС (Н)

225-231

3.2.8. Организация мониторинга обстановки и окружающей среды, порядок уточнения обстановки в зоне ЧС (Н)

231-233

3.2.9. Документирование и порядок учета затрат на ЛЧС (Н)

233-237

Раздел 4. Ликвидация последствий ЧС (Н)

237-266

4.1. Ликвидация загрязнений территорий и водных объектов

237-259

4.1.1. Материально-техническое обеспечение

237-239

4.1.2. Технологии и способы сбора разлитой нефти, и порядок их применения

239-245

4.1.3. Организация временного хранения собранной нефти и отходов, технологии и способы их утилизации

245-247

4.1.4. Технологии и способы реабилитации загрязнений территорий

247-259

4.2. Восстановительные мероприятия

259-266

4.2.1. Порядок обеспечения доступа в зону ЧС (Н)

259-261

4.2.2. Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов

261-263

4.2.3. Организация приведения в готовность к использованию специальных технических средств и пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов

263-266

Приложения к Плану

Приложение 1. Зона действия Планов и схемы расположения опасных производственных объектов организаций с границами зон повышенного риска и районов приоритетной защиты

Приложение 2. Свойства нефти и оценка риска возникновения ЧС (Н)

Приложение 3. Характеристики неблагоприятных последствий ЧС(Н) для населения, окружающей среды и объектов экономики, карты и сценарии ЧС(Н) различных уровней с учетом природно-климатических условий

Приложение 4. Календарные планы оперативных мероприятий организации при угрозе и возникновении ЧС (Н)

Приложение 5. Расчет достаточности сил и средств с учетом их дислокации

Приложение 6. Алгоритмы (последовательность) принятия решений

Приложение 7. Рекомендуемые технологии сбора нефти и методика оценки ущерба

Приложение 8. Постановление администрацуии Города Томска от 28.12.2007 № 880 «Об утверждении Положений о порядке использования резервных фондов администрации г. Томска» с Приложением № 2

Приложение 9. Копии договоров организаций на обслуживание с аварийно-спасательными формированиями других организаций по ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, вывозу и утилизации отходов

Приложение 10. Перечень организаций, раположенных на территории муниципального образования «Город Томск», имеющих опасные производственные объекты, разрабатывающие ПЛАРН

Принятые сокращения, термины и определения

Сокращенное наименование

Полное наименование

ПЛРН

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов

АВР

Автоматический ввод резерва

АРН

Аварийный разлив нефтепродукта

АСР

Аварийно-спасательные работы

АСФ

Аварийно-спасательное формирование

АСФ (Н)

Аварийно-спасательное формирование по ликвидации разливов нефтепродуктов

КЧС и ОПБ

Комиссия по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности

ЛРН

Ликвидация разлива нефтепродукта

ЛЧС (Н)

Ликвидация чрезвычайной ситуации, вызванной разливом нефтепродуктов

МЧС

Министерство по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

НП

Нефтепродукт

НСУ

Нефтесборное устройство

ОПО

Опасный производственный объект

ПРУ

Противорадиационное укрытие

СДНР

Спасательные и другие неотложные работы

СИЗ

Средства индивидуальной защиты

СП

Структурное подразделение

ТВС

Топливо-воздушная смесь

РТП

Руководитель тушения пожара

ЧС

Чрезвычайная ситуация

ЧС (Н)

Чрезвычайная ситуация вызванная разливом нефтепродуктов

НСС

Начальник смены станции

НСЦ

Начальник смены цеха

ПТЭ

Правила технической эксплуатации

ПТБ

Правила техники безопасности

МН

Мазутонасосная

МП

Мазутоподогреватель

ФГО

Фильтр грубой очистки

ФТО

Фильтр тонкой очистки

МMX

Масломазутное хозяйство

КИП и А

Контрольно - измерительные приборы и автоматика

ТАИ

Тепловая автоматика и измерение

ПДК

Предельно - допустимая концентрация

МЭО

Исполнительный механизм электрический однооборотный

РЗ

Ручной задатчик

ЭКМ

Электроконтактный манометр

ЩУМ

Щит управления мазутонасосной

ГЩУ

Главный щит управления

БЩУ

Блочный щит управления

ДПД

Добровольная пожарная дружина

ПЧ

Пожарная часть

КТЦ

Котлотурбинный цех

ЦТО ТМО

Цех технического обслуживания тепломеханического оборудования

ЭЦ

Электроцех

ТТЦ

Топливно - транспортный цех

Аварийно-восстановительное формирование (АВФ) – группа строителей-профессионалов, создаваемая в соответствующих строительных и монтажных организациях ведомственных органов исполнительной власти Российской Федерации и ее субъектов, в целях выполнения неотложных работ по восстановлению первоочередных объектов жизнеобеспечения в зонах чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Аварийно-спасательное формирование для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (АСФ (Н)) – формирование (подразделение) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, созданное в Организации, состоящее из подразделений спасателей, аттестованное в соответствии с законодательством Российской Федерации и оснащенное специальными техническими средствами, оборудованием, снаряжением и материалами, либо профессиональное аварийно-спасательное формирование (служба), выполняющее работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на основании договора, имеющее соответствующие лицензии и (или) аттестованное в установленном порядке [ПП-240: 4; приказ МЧС России № 621].

Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ [ФЗ-116].

Аварийный разлив нефтепродукта (АРН) - истечение нефтепродукта (независимо от причин и обстоятельств, вызвавших такое истечение) на сушу/воду с загрязнением почвы/образованием пленки и последующим растеканием/перемещением, которое приводит к изменению природных условий водной или сухопутной среды и может нанести ущерб населению, живым организмам, а также промышленным объектам и рекреационной зоне.

Аварийное мазутное хозяйство - в котельной сжигается газ как основной и единственный вид топлива; сжигание мазута предусматривается только - при аварийном прекращении подачи газа.

Безопасность населения в чрезвычайных ситуациях (безопасность населения в ЧС) – состояние защищенности жизни и здоровья людей, их имущества и среды обитания человека от опасностей в чрезвычайных ситуациях [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Блок хранения топлива – основная часть технологической системы блочной АЗС, предназначенная для приема и хранения топлива, смонтированная на единой раме на заводе-изготовителе (как единое изделие) и устанавливаемая подземно [НПБ 111-98].

Водоохранная зона – территория, примыкающая к акваториям рек, озер, водохранилищ и других поверхностных водных объектов, на которой устанавливается специальный режим хозяйственной и иных видов деятельности с целью предотвращения загрязнения, засорения, заиления и истощения водных объектов, а также сохранения среды обитания объектов животного и растительного мира [ПП № 1404].

Высотный трафарет - расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка в постоянной точке измерения. Наносится масляной краской на видном месте вблизи замерного люка резервуаров. Там же должна быть надпись: «Залив выше ____ мм запрещается».

Грунт – обобщенное наименование горной породы, залегающей преимущественно в пределах зоны выветривания земной коры [Методика определения ущерба ..., 1995].

Горячее состояние насоса - состояние резервного насоса, когда через него постоянно циркулирует мазут от работающего насоса.

Двустенный резервуар – резервуар, представляющий собой двустенный сосуд (сосуд в сосуде) [НПБ 111-98].

Загрязнение - попадание в окружающую среду вредных веществ или стоков, содержащих такие вещества.

Закрытый способ перемещения горючего вещества внутри технологического оборудования – обращение горючего вещества внутри технологического оборудования, при котором допускается контакт этого вещества с атмосферой только через устройство, предотвращающее распространение пламени [НПБ 111-98].

Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуациях (РСЧС) – объединение органов управления, сил и средств федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления и организаций, в полномочия которых входит решение вопросов по защите населения и территорий (акваторий) от чрезвычайных ситуаций. РСЧС имеет пять уровней: федеральный, региональный, территориальный, местный и объектовый [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Защита населения в чрезвычайных ситуациях – совокупность взаимосвязанных по времени, ресурсам и месту проведения мероприятий РСЧС, направленных на предотвращение или предельное снижение потерь населения и угрозы его жизни и здоровью от поражающих факторов и воздействий источников чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Защитное сооружение – инженерное сооружение, предназначенное для укрытия людей, техники и имущества от опасностей, возникающих в результате последствий аварий или катастроф на потенциально опасных объектах, либо стихийных бедствий в районах размещения этих объектов [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Земля – компонент окружающей природной среды, включающий почвенный слой и подстилающий его грунт [Методика определения ущерба ..., 1995].

Зона вероятной чрезвычайной ситуации – территория или акватория, на которой существует либо не исключена опасность возникновения чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Зона чрезвычайной ситуации – территория или акватория, на которой сложилась чрезвычайная ситуация [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Зона приоритетной защиты - Природные, экономические, исторические, культурные ресур­сы, которые представляют высокую экономическую, экологическую, рекреационную ценность

Инцидент – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте [ФЗ-116].

Комиссия по чрезвычайным ситуациям – функциональная структура органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации и органа местного самоуправления, а также органа управления объектом народного хозяйства, осуществляющая в пределах своей компетенции руководство соответствующей подсистемой или звеном РСЧС либо проведением всех видов работ по предотвращению возникновения чрезвычайных ситуаций и их ликвидации. Выделяют следующие виды комиссий: территориальные, ведомственные и объектовые [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Комплект по локализации аварийных разливов нефти - Набор оборудования и материалов для локализации и сбора пролитого нефтепродукта, а также устранения аварийных утечек нефтепродукта.

Контейнер хранения топлива – технологическая система, предназначенная для приема, хранения и выдачи топлива, смонтированная на единой раме на заводе-изготовителе (как единое изделие) и устанавливаемая надземно [НПБ 111-98].

Легкие нефтепродукты – газойль, бензин, керосин [РД 39-132-94].

Легковоспламеняющиеся жидкости – жидкости, давление паров которых при температуре +50о С составляет не более 300 кПа (3 бара), а температура вспышки (см.) – не более 100о С. Класс 3 – ЛВЖ, смеси жидкостей, а также жидкости, содержащие твердые вещества в растворе или суспензии, которые выделяют легковоспламеняющиеся пары, имеющие температуру вспышки в закрытом тигле +61о C и ниже: подкласс 3.1 ЛВЖ с низкой температурой вспышки и жидкости, имеющие температуру вспышки в закрытом тигле ниже -18о С или имеющие температуру вспышки в сочетании с другими опасными свойствами, кроме легковоспламеняемости; подкласс 3.2 ЛВЖ со средней температурой вспышки – жидкости с температурой вспышки в закрытом тигле от -18 до +23о C; подкласс 3.3 ЛВЖ с высокой температурой вспышки – жидкости с температурой вспышки +23 до +61о C включительно в закрытом тигле [ГОСТ 19433-88].

Лесной фонд – все леса, за исключением лесов, расположенных на землях закрытых территорий и населенных пунктов (поселений), а также земли лесного фонда, не покрытые лесной растительностью (лесные земли и нелесные земли) [ГОСТ Р 22.1.09-99].

Ликвидация последствий разлива нефти и нефтепродуктов – действия, обеспечивающие восстановление аварийного объекта и объектов жизнеобеспечения населения до рабочего состояния; восстановление окружающей природной среды до состояния, исключающего неблагоприятное воздействие на здоровье граждан, животный и растительный мир [ПП – 240].

Ликвидация разлива нефти и нефтепродуктов – организационно-технические мероприятия по устранению по­следствий аварийного разлива нефтепродукта. Включает в себя работы по устранению истечения из аварийного источника, ло­кализации разлива и сбору аварийно разлитого нефтепродукта. действия, обеспечивающие сбор и утилизацию разлившейся нефти [ПП – 240].

Локализация разлива (нефтепродукта) – Комплекс мероприятий, направленных на предотвращение распространения разлитого (или выливающегося) нефтепродукта на поверхности воды путем установки боковых заграждений, на поверхности суши - путем возведения насыпей, котлованов. Мероприятия по локализации считаются завершенными после прекращение сброса нефти [ПП – 240].

Материальный ущерб – сумма затрат, состоящая из стоимости безвозвратных потерь нефтепродукта, убытков от перевода кондиционного нефтепродукта, собранного при аварии, повреждении, в нестандартный, и затрат на выполнение работ, связанных с ликвидацией аварии, повреждения, ущерба, нанесенного окружающей природной среде, собственности сторонних предприятий, физических лиц и открытому акционерному обществу [РД 153-39.2-076-01].

Меры пожарной безопасности – действия по обеспечению пожарной безопасности, в том числе по выполнению требований пожарной безопасности [ФЗ-69].

Многокамерный резервуар – резервуар, внутреннее пространство которого разделено герметичными перегородками на несколько камер [НПБ 111-98].

Нарушение земель – механическое разрушение почвенного покрова, обусловленное открытыми и закрытыми разработками полезных ископаемых и торфа; строительными и геологоразведочными работами и др. К нарушенным землям относятся все земли со снятым или перекрытым гумусовым горизонтом и непригодные для использования без предварительного восстановления плодородия, т.е. земли, утратившие в связи с их нарушением первоначальную ценность [ГОСТ 17.5.1.01-83].

Нефтепродукт – готовый продукт, полученный при переработке нефти, газоконденсатного, углеводородного и химического сырья [ГОСТ 26098-84].

Нефть – любая стойкая углеводородная минеральная нефть, в частности сырая нефть, мазут, тяжелое дизельное топливо и смазочное масло [Протокол 1992 года].

Нормальная работа оборудования (насосов, подогревателей) - поддержание заданных значений параметров, при которых оборудование находится в наиболее экономичном режиме работы.

Обеспечение пожарной безопасности – принятие и соблюдение нормативных правовых актов, правил и требований пожарной безопасности, а также проведение противопожарных мероприятий [ГОСТ Р 22.0.05-94].

Основное мазутное хозяйство - в котельной сжигается мазут как основное топливо.

Оборудование - совокупность механизмов, устройств, приборов, необходимых для обеспечения работы.

Объект жизнеобеспечения – совокупность жизненно важных материальных, финансовых средств и услуг, сгруппированных по функциональному предназначению и используемых для удовлетворения жизненно необходимых потребностей населения (например, в виде продуктов питания, жилья, предметов первой необходимости, а также в медицинском, санитарно-эпидемиологическом, информационном, транспортном, коммунально-бытовом обеспечении и другие) [РД 78.36.003-2002].

Объект народного хозяйства – предприятие, объединение, учреждение или организация сферы материального производства или непроизводственной сферы хозяйства, расположенное на единой площадке [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Объект повышенной опасности – объект, на котором используют, производят, перерабатывают, хранят или транспортируют радиоактивные, взрыво-, пожароопасные, опасные химические и биологические вещества, создающие реальную угрозу возникновения источника чрезвычайной ситуации [РД 78.36.003-2002].

Окружающая среда – совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов, а также антропогенных объектов [ФЗ-7].

Организация – организация, имеющая опасные производственные объекты, осуществляющая разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов [ПП-240, 360].

Особо важный объект – объект, значимость которого определяется органами государственной власти Российской Федерации или местного самоуправления с целью определения мер по защите интересов государства, юридических и физических лиц от преступных посягательств и предотвращения ущерба, который может быть нанесен природе и обществу, а также от возникновения чрезвычайной ситуации [РД 78.36.003-2002].

Площадка для АЦ – технологическая площадка, предназначенная для установки АЦ при сливоналивных операциях [НПБ 111-98].

Повреждение – нарушение исправного состояния при сохранении работоспособности [РД 153-39.4-058-00].

Пожар – неконтролируемое горение, причиняющее материальный ущерб, вред жизни и здоровью граждан, интересам общества и государства [ФЗ-69].

Пожарная безопасность – состояние защищенности населения, объектов народного хозяйства и иного назначения, а также окружающей природной среды от опасных факторов и воздействий пожара [ГОСТ Р 22.0.05-94].

Поражающее воздействие источника чрезвычайной ситуации – негативное влияние одного или совокупности поражающих факторов источника чрезвычайной ситуации на жизнь и здоровье людей, сельскохозяйственных животных и растения, объекты народного хозяйства и окружающую природную среду [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Потенциально опасный объект – объект, на котором используют, производят, перерабатывают, хранят или транспортируют радиоактивные, пожаровзрывоопасные, опасные химические и биологические вещества, создающие реальную угрозу возникновения источника чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-94; приказ МЧС России № 105].

Придонный слой - нижний слой мазута в емкости (по высоте до 1 м от днища), влажность которого превышает влажность мазута в середине емкости более, чем на 5,5% .

Природная среда – совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов [ФЗ-7].

Прогнозирование чрезвычайных ситуаций – опережающее отражение вероятности возникновения и развития чрезвычайной ситуации на основе анализа возможных причин ее возникновения, ее источника в прошлом и настоящем. Может носить долгосрочный, краткосрочный или оперативный характер [ГОСТ Р 22.1.02-95].

Разлив нефти и нефтепродуктов (РН) – любой сброс и поступление нефти и нефтепродуктов, произошедший как в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы стихийного или иного бедствия, так и при транспортировке нефти и нефтепродуктов, при строительстве или эксплуатации объекта, а также в процессе производства ремонтных работ.

Резервуарный парк (РП) – группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефтепродуктов и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах, противопожарными проездами - при подземных резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах и выемках [ВППБ-01-03-96].

Резервуар мазутного склада - емкость для хранения мазута.

Расходный резервуар - специально выделенная емкость, из которой мазут подается на сжигание в котельную.

Резервный резервуар - емкость мазутного склада, в которой мазут подготовлен для подачи на сжигание в котельную.

Резервное мазутное хозяйство - в котельной сжигается газ как основное топливо, мазут является резервным топливом.

Рекультивация земель – комплекс работ, направленных на восстановление продуктивности и народнохозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение условий окружающей среды [ФЗ-27].

Рециркуляция - возврат мазута из котельной (мазутопровод рециркуляции - трубопровод возврата мазута из котельной).

Селитебная территория города – территория, предназначенная для размещения жилищного фонда, общественных зданий и сооружений, в том числе научно-исследовательских институтов и их комплексов, а также отдельных коммунальных и промышленных объектов, не требующих устройства санитарно-защитных зон; для устройства путей внутригородского сообщения, площадей, парков, садов, бульваров и других мест общего пользования. [СНиП 2.07.01-89].

Сброс - любой сброс с объекта вредных веществ или стоков, содержа­щих такие вещества, какими бы причинами он не вызывался, включая любую утечку, слив, удаление, разлив, протекание, откачку, выделение или опорожнение.

Сорбенты – жидкие или твердые вещества, применяемые для поглощения из окружающей среды жидких, газообразных, парообразных или растворенных в воде продуктов [РД 153-39.4-073-01].

Спасатель – гражданин, подготовленный и аттестованный на проведение аварийно-спасательных работ [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Специальная подготовка по ЛРН – совокупность теоретической и практической подготовки, в результате которой личный состав овладевает знаниями и практическими навыками ведения операций по ЛРН (совокупность теоретической и практической подготовки персонала, участвующего в ликвидации РН) [РД 31.75.01-93].

Спецоборудование - Технические средства, обеспечивающие сбор нефтепродукта с поверхности почвы (воды), накопление и временное хранение его до транспортировки к приемным пунктам для очистки или утилизации.

Температура вспышки (Т ВСП ) – наименьшая температура горючего вещества, при которой в условиях специальных испытаний над его поверхностью образуются пары или газы, способные вспыхивать в воздухе от внешнего источника зажигания. Устойчивого горения вещества при этом не возникает.

Технологическая система – комплекс оборудования, специально сконструированный, смонтированный и используемый для приема, хранения и выдачи топлива [НПБ 111-98].

Технологические трубопроводы - трубопроводы, предназначенные для выполнения операций по перекачке нефтепродуктов между технологическими объектами [ВППБ-01-03-96].

Топливозаправочный пункт – АЗС, размещаемая на территории предприятия и предназначенная для заправки только транспортных средств этого предприятия [НПБ 111-98].

Тяжелые нефтепродукты – соляровое масло, дизельное топливо, мазут, битум [РД 39-132-94].

Ущерб экологический – ущерб, нанесенный окружающей природной среде [ГОСТ Р 22.0.11-99].

Ущерб экономический – материальные потери и затраты, связанные с повреждениями (разрушениями) объектов производственной сферы экономики, ее инфраструктуры и нарушениями производственно-кооперационных связей [ГОСТ Р 22.0.11-99].

Холодное хранение мазута - метод хранения мазута в резервуарах мазутного склада без подогрева.

Циркуляция - возврат мазута от насосов I подъема (циркуляционных) в резервуар (круговорот мазута по схеме: резервуар - насосы I подъема - резервуар; резервуар - насосы I подъема - мазутный подогреватель - резервуар).

Чрезвычайная ситуация (ЧС) – обстановка на определенной территории или акватории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей [ФЗ-68]. Примечание: различают чрезвычайные ситуации по характеру источника (природные, техногенные, биолого-социальные и военные) и по масштабам (локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные) [ГОСТ Р 22.0.02-94].

Чрезвычайная ситуация, обусловленная разливом нефти и нефтепродуктов (ЧС (Н)) – обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате разлива нефти.

Экстренная медицинская помощь в чрезвычайной ситуации – комплекс экстренных лечебно-диагностических, санитарно-эпидемиологических, лечебно-эвакуационных и лечебных мероприятий, осуществляемых в кратчайшие сроки при угрожающих жизни и здоровью пораженных состояниях, травмах и внезапных заболеваниях людей в зоне чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-94].

1. Введение

1.1. Цель и нормативно-правовая база разработки Плана

1.1.1. Цель и задачи

Настоящий План муниципального образования «Город Томск» по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (далее по тексту - План) разработан в целях организации контроля за выполнением на территории муниципального образования «Город Томск» мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, направленных на снижение негативного воздействия на жизнедеятельность населения и окружающую природную среду.

План разработан на основании и с использованием материалов Планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов организаций, расположенных и осуществляющих производственную деятельность на территории муниципального образования «Город Томск», использующих в своем производственном процессе нефтепродукты, при аварии на которых могут произойти чрезвычайные ситуации, вызванные аварийными разливами нефтепродуктов, регионального уровня:

К данной категории относятся следующие организации:

ТЭЦ-3 структурное подразделение Томского филиала ОАО «ТГК-11»;

ГРЭС-2 – структурное подразделение Томского филиала ОАО «ТГК-11»;

ПРК – структурное подразделение Томского филиала ОАО «ТГК-11»;

Томская перевалочная нефтебаза ООО «Томск - Терминал»;

Томский шпалопропиточный завод – филиал ОАО «ТрансВудСервис».

Мероприятия, предусмотренные Планом, направлены на поддержание персонала организаций в готовности к действиям по ликвидации возможных аварийных разливов нефтепродуктов.

План учитывает конкретные условия эксплуатации ОПО вышеперечисленных организаций, характерные опасности производственного процесса и их уровни, динамику и поэтапность развития, а также возможные последствия аварийных разливов нефтепродуктов.

Планом предусматриваются:

проведение профилактических работ по предотвращению аварийных ситуаций на ОПО организаций;

первичные оперативные мероприятия организаций по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов в кратчайшие сроки и с наименьшим ущербом;

координация работ на ОПО по ликвидации крупных аварийных разливов с привлечением ведомственных аварийных подразделений.

Планом определены следующие основные задачи:

прогнозирование возможных вариантов разливов нефтепродуктов, определение уровня разлива нефтепродуктов для их отнесения к ЧС;

установление основных причин разливов нефтепродуктов;

количество сил и средств, требуемое для ликвидации аварийных ситуаций, связанных с аварийным разливом нефтепродуктов (далее именуются - силы и средства), соответствие имеющихся на объекте сил и средств задачам ликвидации и необходимость привлечения специализированных профессиональных аварийно-спасательных формирований;

организация взаимодействия привлекаемых сил и средств;

организация оповещения и связи привлекаемых сил и средств организаций;

определение перечня обязательных сведений для сообщения об аварийных разливах нефтепродуктов в КЧС и ОПБ муниципального образования «Город Томск» (через ЕДДС муниципального образования «Город Томск» и установленным порядком в территориальные органы МЧС РФ по Томской области, МПР РФ;

описание порядка обеспечения постоянной готовности сил и средств с указанием организаций, которые несут ответственность за их поддержание в усиленной степени готовности;

описание системы взаимного обмена информацией между организациями – участниками ликвидации разливов нефтепродуктов;

описание первоочередных действий при получении сигнала о ЧС;

описание географических, навигационно-географических, гидрометеорологических и других особенностей района разлива нефтепродуктов, которые учитываются при организации и проведении операции по его ликвидации;

описание и оценка действий органов управления организаций при устранении источника утечки, локализации и ликвидации последствий разливов нефтепродуктов;

описание графика проведения операций по ликвидации разлива нефтепродуктов;

организация материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по ликвидации разливов нефтепродуктов;

определение материального ущерба от разлива нефтепродуктов и их последствий, включая экологические штрафы, затраты на локализацию, сбор, утилизацию нефтепродуктов;

уровень остаточного загрязнения территорий после выполнения работ по ликвидации разливов нефтепродуктов;

оценка состояния технологического оборудования организаций, наличие предписаний надзорных органов об устранении недостатков его технического состояния, нарушений норм и правил промышленной безопасности;

предложения по дополнительному оснащению формирований (подразделений) организаций и профессиональных аварийно-спасательных формирований (служб).

Планом определяются:

наиболее опасные сценарии аварий, связанные с разливом нефтепродуктов и их последствий на всех составляющих объекта;

частоты возникновения разливов нефтепродуктов и обусловленных ими вторичных ситуаций;

порядок завершения операций по ликвидации аварий разливов нефтепродуктов.

По истечении пяти лет План подлежит корректировке (переработке).

Кроме того, План подлежит корректировке (переработке) досрочно по решению одного из органов его утвердившего или при принятии соответствующих нормативных правовых актов.

Корректировка (переработка) Плана осуществляется при изменении исходных данных в ПЛРН организаций, влияющих на уровень на ЧС.

Изменения и уточнения в настоящий План подлежат согласованию и утверждению в установленном порядке.

ПЛРН организаций и изменения к ним доводятся под роспись до работников, привлекаемых к участию в осуществлении мероприятий по ликвидации разливов нефтепродуктов.

1.1.2. Руководящие документы

Настоящий План разработан в соответствии с:

Федеральным законом от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».

Федеральным законом от 23.11.1995 № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе».

Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 № 794 «О единой государственной системе предупреждения ЧС».

Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.08.2000 № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» с изменениями от 15.04.2002 № 240.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 15.04.2002 № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».

Приказом МЧС РФ от 12.10.2000 № 510.

Приказом МЧС РФ от 28.12.2004 № 621 «Об утверждении правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».

Приказом МЧС РФ от 28.02.2003 № 105 «Об утверждении требований по предупреждению ЧС на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения».

Приказом МЧС РФ и Госгортехнадзора РФ от 17.11.2000 № 569/111.

Приказом МПР РФ от 03.03.03 № 156 «Об утверждении указаний по определению нижнего уровня разлива нефти и НП для отнесения аварийного разлива к ЧС».

Законом Томской области «О защите населения и территорий Томской области от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», принятый решением Государственной Думы Томской области от 26.09.96 N 340.

Постановлением Главы Администрации Томской области от 23.01.2001 N 22 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»

Перечисленные документы являются развитием требований градостроительного кодекса РФ (гл. II, ст. 9. п. 3) о необходимости защиты территорий и поселений от воздействия чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера и определении мероприятий по их предупреждению.

2. Общая часть

2.1. Основные характеристики организаций и прогнозируемые зоны загрязнения в случае ЧС (Н)

ТЭЦ-3

Наименование сведений

Сведения, обозначения

Полное и сокращенное наименование эксплуатирующей организации

Томский филиал ОАО «ТГК-11» структурное подразделение Томская электроцентраль № 3

Фамилии, инициалы и должность руководителей организации

Технический директор - Ковалев Олег Викторович

Главный инженер - Ревин Евгений Александрович

Численность персонала

общая численность - 342 чел.

наибольшая работающая смена - 233 чел.

Полный почтовый адрес, телефон, факс

634067, г. Томск, Кузовлевский тракт 2Б,

тел. 26-54-49 факс 26-39-91

Страховые сведения

Наименование страховой компании

ОАО «СОГАЗ»

г. Новосибирск, ул. Немировича-Данченко, д.169

ИНН 7736035485

№ договоров

3810 DE 0016 от 08.10.2010г.

Срок действия

с 10.10.2010 г. по 09.10.2011 г.

Вид договора

Страхование гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов

Страховая сумма, руб.

43 800 000,00

ГРЭС-2

Полное и сокращенное наименование эксплуатирующей организации

Томский филиал ОАО «ТГК-11» структурное подразделение Государственная районная электростанция № 2

Фамилии, инициалы и должность руководителей организации

Директор СП ГРЭС-2 Томского филиала ОАО «ТГК-11» - Новик Павел Владимирович

Главный инженер - Редькин Игорь Валерьевич

Численность персонала

общая численность - 595 чел.

наибольшая работающая смена - 374 чел.

Полный почтовый адрес, телефон, факс

634021, г. Томск, ул. Шевченко, 44; телефон 28-21-50, факс 26-33-94; 28-21-59

Страховые сведения

Наименование страховой компании

ОАО «СОГАЗ»

г. Новосибирск, ул. Немировича-Данченко, д.169

ИНН 7736035485

№ договоров

3810 DE 0016 от 08.10.2010г.

Срок действия

с 10.10.2010 г. по 09.10.2011 г.

Вид договора

Страхование гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов

Страховая сумма, руб.

43 800 000,00

ПРК

Полное и сокращенное наименование эксплуатирующей организации

Томский филиал ОАО «ТГК-11» структурное подразделение Пиковая резервная котельная

Фамилии, инициалы и должность руководителей организации

Директор - С.Б. Федосов

Главный инженер - К.В. Писклов

Численность персонала

общая численность - 282 чел.

наибольшая работающая смена - 182 чел.

Полный почтовый адрес, телефон, факс

634015, г. Томск, ул. Угрюмова, 2, тел. 72-01-72,

факс 72-01-56

Страховые сведения

Наименование страховой компании

ОАО «СОГАЗ»

г. Новосибирск, ул. Немировича-Данченко, д.169

ИНН 7736035485

№ договоров

3810 DE 0016 от 08.10.2010 г.

Срок действия

с 10.10.2010 г. по 09.10.2011 г.

Вид договора

Страхование гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов

Страховая сумма, руб.

43 800 000,00

Томск-Терминал

Полное и сокращенное наименование эксплуатирующей организации

Томская перевалочная нефтебаза ООО «Томск - Терминал» (ТПНБ)

Фамилии, инициалы и должность ру­ководителей организации

Начальник ТНПБ – Сепп Е.В.

Численность персонала

49 человек, наиболее работающая смена – 23 человека

Полный почтовый адрес, телефон, факс

634024, г. Томск, ул. Причальная, 11, телефон:27-64-11, 27- 64-05 Факс: 27-64-05

Наименование вышестоящего органа, министерства, ведомства, компании, концерна с указанием адреса, телефона

Общество с ограниченной ответственно­стью «Томск - Терминал» (далее ООО «Томск - Терминал») г. Томск, ул. Нефтяная,1, телефон: 48-35-01, Факс: 56-23-21

Страховые сведения

Наименование страховой компании

Филиал ОАО «СК» Прогресс-Гарант» Адрес: 634050, г. Томск, ул. Набережная р. Ушайки, 24

№ договора

Ф 24-0105 № 0009 / Т – 04 / 406

Срок действия

С 26. 11. 04 г. по 25. 11. 05 г.

Вид договора

Страхование средств наземного транспорта

Страховая сумма

12 644 754, 33 руб.

№ договора

Ф 70-0032/ 029368 / Т – 04 / 57 Доп. соглашения № 1/Т -04/226 от 16.06.04г., № 2/Т-04/335 от 26.08.04 г.

Срок действия

26.03.04г. - 25.03.05 г.

Вид договора

Страхование гражданской ответственности организации, эксплуатирующей опасные производственные объекты

Страховая сумма

22 100 000+2 000 000+6 000 000=30 000 000 руб.

№ договора

№ Ф70-0024/030520/Т-04/123

Срок действия

С 15. 04.2004 по 15. 04.05 г.

Вид договора

Страхование работников от несчастного случая

Страховая сумма

34 000 000,00 руб.

Томский ШПЗ – филиал ОАО «ТрансВудСервис»

Полное и сокращенное наименование эксплуатирующей организации

Томский шпалопропиточный завод – филиал Открытого Акционерного Общества «ТрансВудСервис»

(ШПЗ – филиал ОАО «ТрансВудСервис»)

Фамилии, инициалы и должность ру­ководителей организации

Директор – Козырев Олег Владимирович

Врио главного инженера – Голик Сергей Геннадьевич

Численность персонала

136 человек, Наибольшая работающая смена 53 человека.

Полный почтовый адрес, телефон, факс

634024, г. Томск, ул. Трудовая, 22

телефон: 46-07-43

факс: 46-07-43

Наименование вышестоящего органа, министерства, ведомства, компании, концерна с указанием адреса, телефона

Открытое акционерное Общество «ТрансВудСервис»

107078, г. Москва, ул. Новая Басманная, д. 19, стр. 6

тел.: (495) 663-14-74,

факс: (495) 663-14-73

Страховые сведения

Наименование страховой компании

ОАО «Страховое общество ЖАСО»

№ договора

04/11 ОПО

Срок действия

09.02.2012 г.

Вид договора

Договор страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты

Страховая сумма

5 700 000.00 руб.

2.1.1. Зона действия Плана, готовность организаций к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС (Н)

Зоной действия Плана муниципального образования «Город Томск» являются территории организаций, перечисленных в п. 2.1 и прилегающие к ним территории, границы которых соответствуют максимально возможной площади загрязнения нефтепродуктами, с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности, экологических особенностей и характера использования территорий.

Зоны действия ПЛРН СП ОАО «ТГК-11».

В пределах зоны действия своих ПЛРН организации обязаны обеспечивать ликвидацию разлива нефтепродуктов независимо от источника, времени разлива и места последующего нахождения разлитых нефтепродуктов. Силы и средства других организаций могут привлекаться к выполнению работ по ликвидацию разлива нефтепродуктов на договорной основе в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Зона действия ПЛРН ТПНБ.

Нефтепродукты (бензин, дизельное топливо) поступают с нефтеперерабатывающего предприятия города Ачинска Красноярского края. Прием нефтепродуктов осуществляется через железнодорожную эстакаду слива ЛВЖ и ГЖ.

Годовой объем принимаемого количества ж/д цистерн с нефтепродуктами на объекте составляет с бензином и дизтопливом - 1427 шт.

Для перекачки нефтепродуктов при приеме, отгрузке, межрезервуарной перекачке и др. целей на нефтебазе имеется насосная станция.

Таким образом, аварийные разливы нефтепродуктов возможны на следующих участках нефтебазы, далее называемых составляющие, ТПНБ:

резервуарный парк нефтепродуктов;

сливная железнодорожная эстакада нефтепродуктов;

наливная автомобильная эстакада нефтепродуктов;

технологический трубопровод;

насосная светлых нефтепродуктов.

Зона действия ПЛРН Томского ШПЗ – филиала ОАО «ТрансВудСервис».

территории производственного участка Томского ШПЗ;

территория, прилегающая к трассам прохождения технологических трубопроводов.

Максимальный разлив нефтепродуктов составит 1900 тонн при разрушении резервуара с ЖТК (с антисептиком) 2000.

Персонал Томского ШПЗ, его силы и средства готовы к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС (Н).

Проектные решения по ШПЗ разработаны в соответствии признанными зарубежными и российскими нормами и стандартами. Конструктивные и технологические решения проверены в ходе многолетней успешной эксплуатации подобных объектов.

Разработаны и предусмотрены необходимые конструктивные и технологические решения, профилактические меры, надежный контроль строгого выполнения правил безопасного ведения работ.

Разработанный ПЛРН позволяет в полном объеме организовать мероприятия по предупреждению и снижению негативных воздействий на персонал организации, населения и окружающую природную среду при разливах нефтепродуктов.

На территории ШПЗ созданы объектовые формирования готовые к действиям по локализации и ликвидации ЧС (Н).

Организация имеет резервы материальных и финансовых ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов.

Работники ШПЗ регулярно проходят обучение способам защиты и действиям в ЧС (Н).

На территории ШПЗ создана и поддерживается система обнаружения разливов нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения.

Заключен договор с профессиональным аварийно-спасательными формированием ОАО «ЦАСЭО», реагирование осуществляется силами Нижневартовского подразделения отряда.

Заключен договор с ПЧ на пожарную охрану организации.

ШПЗ обеспечен СИЗ, противопожарной сигнализацией, инвентарем пожаротушения, имеется городской телефон, возможна связь с ШПЗ при помощи радиотелефона, а также система громкоговорящей связи.

Территория ШПЗ покрыта твердым покрытием и имеет защитное обвалование, что исключает возможность попадания нефтепродуктов в почву. Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар.

На всей территории ШПЗ хорошо развита сеть автомобильных дорог в асфальтобетонном исполнении, что позволяет оперативно решать вопросы ввода сил и средств ликвидации ЧС (Н).

Производительность очистных сооружений позволяет организовать полную очистку территории ШПЗ от загрязнения нефтепродуктами при разливах нефтепродуктов.

Руководством ШПЗ проводится постоянный мониторинг окружающей среды.

Силы и средства других организаций, осуществляющих свою деятельность в этой зоне, привлекаются к выполнению работ по ликвидации разливов нефтепродуктов на договорной основе.

2.1.2. Основные операции, производимые организациями с нефтью и нефтепродуктами

ТЭЦ-3.

ТЭЦ-3 – СП Томского филиала ОАО «ТГК-11» тепловой мощностью 780 Гкал/час предназначена для снабжения тепловой и электрической энергией предприятий и населения г. Томска.

В ТЭЦ-3 осуществляются следующие основные операции, производимые с нефтепродуктами:

Мазутохозяйство - прием мазута из железнодорожных цистерн или автомобильных, хранение и подготовка мазута;

Маслохозяйство - приём масла из железнодорожных или автомобильных цистерн, хранение и учёт масел, отпуск масла потребителям;

АЗС на территории объекта СП ТЭЦ-3 – прием из автомобильных цистерн, хранение и отпуск автомобильного бензина неэтилированных марок А-80, Аи-92 и дизельного топлива в рабочие баки транспортных средств.

Мазутохозяйство.

Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию, бесперебойного снабжения подогретым и профильтрованным топочным мазутом в количестве, требуемом нагрузкой котлов, и с необходимым давлением и вязкостью.

На мазутном хозяйстве имеются следующие участки:

приемно-сливное устройство; мазутохранилище (мазутный склад); мазутонасосная;

магистральные паромазутопроводы от мазутонасосной до котельной. Указанные участки предусмотрены технологической схемой мазутного хозяйства:

двухступенчатой совмещенной схемой, т.е. схемой с совмещением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемещения мазута в резервуарах. В этой схеме насосами I подъема (первая ступень) осуществляется подача мазута к насосам II подъема (вторая ступень), на циркуляционный разогрев и перемешивание мазута в резервуарах. Подача мазута к котлам производится насосами I и II подъемов;

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в резервуары мазутохранилища прибывшего в железнодорожных цистернах мазута и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

сливную эстакаду 78 м, предназначенную для обслуживания прибывающих под слив цистерн;

межрельсовый подземный сливной лоток, соединенный каналом с приемной емкостью. На дне лотка и канала проложены паропроводы Ø 57 мм, предназначенные для поддержания температуры сливного мазута и улучшения его транспортировки; гидрозатвор и фильтр-сетка с ячейкой 10x10 мм, расположенные в канале.

Гидрозатвор служит для предотвращения распространения взрывной волны или пламени в приемный резервуар при загорании мазута в лотках или на сливной эстакаде. Фильтр - сетка служит для очистки поступающего в приемную емкость мазута от крупных предметов (рукавиц, спецодежды, ветоши, щепы и т.п.);

подземную приемную емкость V-250 м3 , предназначенную для сбора сливаемого мазута из цистерн и сглаживания неравномерностей слива.

На приемной емкости установлены:

два перекачивающих погружных насоса ПМН-1, 2 типа 12НА22Х6 Q-130 м3 , Н – 54 м в ст.

дыхательный клапан Ø 200 мм;

люк - лаз с откидной крышкой 6000x12000 мм.

Мазутохранилище (мазутосклад) служит для хранения мазута и подготовки его к сжиганию (подогрев, перемешивание) и состоит из 3-х металлических вертикальных резервуаров МБ-1, МБ-2, МБ-3 типа РВС 4052/3 V-3000 м3 Н-11920 мм, D-18980 мм. имеет обвалование размерами 138 х 43,4 метра и высотой 1,4 от уровня чистых полов машзала.

К резервуарам подводятся следующие трубопроводы:

всасывающий от насосов I подъема Ø 273 мм на расстоянии от дна резервуара до оси трубопровода Ø 400 мм;

рециркуляции Ø 57х 3;

напорный мазутопровод перекачивающих насосов Ø 219x7;

слива подтоварных вод Ø 89x4;

циркуляции разветвляющийся перед баками на два контура Ø 108 х 4, 57 х 3.

Резервуары оборудованы следующими приборами и приспособлениями:

нижний пояс двумя люками - лазами: круглый Ду-500 мм, овальный 600 х 900 мм люком Ду-150 мм замерным для отбора проб мазута и измерения уровня;

предохранительными клапанами гидравлическими КПГ - 150 Ру-150 в количестве 2 шт.;

не примерзающими дыхательными клапанами НДКМ Ду 150 мм в количестве 2 шт.; люками для установки пеногенераторов 310x310 мм в количестве 3 шт.;

пеногенераторами ГВПС-600 в количестве 3 шт.;

системой сухотрубов обвязки ГВПС - 600, выведенными за пределами обвалования; резервуарами защиты системы молниеотводов с установленными на них прожекторами.

Днище резервуара выполнено с уклоном 2 % в сторону всасывающего трубопровода, а трубопроводы мазута до мазутонасосной выполнены с уклоном 3 % в сторону насосной.

Отметка днища резервуаров находится выше отметки пола мазутонасосной на 1100 мм.

Внутри резервуара расположена система внутри резервуарных устройств, состоящая из:

коллектора «большого сброса» циркуляционного контура Ø 108 мм с 14 соплами Ø46/16 мм;

коллектора «малого сброса» Ø 57 мм с 12 соплами Ø 45/20 мм;

коллектора заполнения от ПМН Ø 219 мм с 10 соплами Ø 100/60 мм. Трубопровода отвода подтоварной воды Ø 89 х 4 мм.

Вдоль мазутного бака №1. 2, 3 на эстакаде смонтирован трубопровод для промыва мазутных баков при внутреннем осмотре.

В линию замазученного дренажа МБ-2 врезана технологическая задвижка для подключения насоса и откачки мазута.

В помещении мазутонасосной и рядом с ним размещено следующее основное оборудование:

фильтры грубой очистки ФГО 1,2,3 типа ФМ10-120-5 Р-5 кгс/см2 , Q - 120м3 /час;

насосы I подъема I МБ 1, 2, 3, типа 6НКЭ9Х1 IMH-1 Q- 105 м3 /ч, Н- 59 м вод ст., IMH-2, IMH-3 Q- 95 м3 /ч, Н- 48 м вод ст.

фильтры тонкой очистки ФТО-1, 2, 3, 4 типа ФМ-10-60-40 Q-60 м3 /ч, Р-10 кгс/см2 . подогреватели мазута DM К 2, 3, 4 типа ПМР-13-60 Q-60 м3 /ч , Р- 10 кгс/см2 ;

насосы II подъема НМН 1,2,3 типа НПС 65/35-500 Q-65 м3 /ч, Н- 500 м вод ст.; система мазутопроводов с арматурой - для прокачки мазута внутри мазутонасосной и подачи мазута к котлам (всасывающие и напорные мазутопроводы и трубопроводы рециркуляции мазута с энергочасти);

система циркуляционного контура с арматурой, состоящая из коллекторов холодной и горячей циркуляции.

два конденсатных насоса КН-1,2 Х20/35А Q-20 м3 /ч, Н-53 мм вод ст.;

один дренажный насос Е-40-4-8/4-1, ДН-1 Q-18 м3 /ч, Н-140 мм вод ст.;

один дренажный насос типа ЗВ16/25 ДН-2 Q-16 м3 /ч, Н- 25мм вод ст.;

один дренажный насос типа ЦНСГ 38/88, ДН-3 Q-38 м3 /ч, Н-88 мм вод ст.;

два погружных дренажных насоса ПДН-1,2 типа ПРВП Q-30 м3 /ч, Н-25 мм вод ст.

два конденсатных бака КБ-1, 2 V -40 м3 /ч;

расширитель дренажей РД V -1,5 м3

бак замазученных вод БЗВ V -25 м3

бака уплотнительной жидкости БУЖ V -2,5 м3

Насосы I подъема предназначены для прокачивания топлива через подогреватель.

Топливо в сторону всасывания насосов I подъема поступает самотеком от расходных резервуаров за счет разности отметок установки насосов и уровня топлива в резервуарах.

Основные подогреватели мазута предназначены для подогрева мазута до нормальной вязкости, а также для подготовки резервуаров мазутосклада. Подогреватели установлены после насосов I подъема до ФТО вне помещения МН.

Маслохозяйство.

Маслохозяйство состоит из маслоаппаратной, открытого склада масла, трубопроводов и запорной арматуры. В маслохозяйство смонтировано:

четыре маслоочистительные машины типа ПСМ-2-4 (две для электроизоляционного и две для турбинного масла);

маслонасосы МН-1,3 типа Ш-40-4-18/4 для перекачки турбинного и электро-изоляционного масла:

маслонасос МН-2 типа Ш-80-16-4-36/4 для приёма турбинного и электроизоляционного масел;

баки ёмкостью 2 м3 грязного, расходные и приёмные баки чистого масла;

приточно-вытяжная вентиляция;

дренажный приямок для приёма замасляных стоков.

Открытый склад масла имеет:

четыре бака ёмкостью 70м3 для хранения турбинного и восемь баков для хранения электроизоляционного масла;

систему трубопроводов, соединяющих баки с маслоаппаратной;

дренажное устройство для слива замасленных стоков;

систему грозозащиты;

обваловку из грунта.

Приём турбинного и электроизоляционного масел из ж/д цистерн осуществляется через трубопроводы, подходящие к ж/д путям из маслоаппаратной.

Железнодорожная цистерна подключается к одному из этих трубопроводов посредством гибкого рукава. В приёмной трубе при помощи вакуум-насоса создаётся разряжение для заполнения гибкого рукава и приёмной трубы маслом. Затем снимается заглушка у вентиля № 4, если масло турбинное или у вентиля № 3 , если масло электроизоляционное, открывается соответствующая запорная арматура для подачи масла в напорный коллектор и в выбранный для заполнения маслом бак.

Включается насос МН №2, давление масла контролируется по манометру на напорном трубопроводе. Процесс заполнения бака контролируется по указателю-манометру, установленному на баке. Бак считается заполненным при показании манометра 0.7кг/см2 .

По окончании приёмки МН №2 отключается, закрывается запорная арматура, устанавливаются снятые заглушки.

Отпуск масла потребителям осуществляется в следующем порядке:

Подключаются переносные шланги к напорным коллекторам:

Н-1, Н-2 - электроизоляционное масло,

Н-11, Н-12 - турбинное масло.

Открываются задвижки на напоре и всасе МН-1 или МН-3.

Открывается задвижка «всас» того бака, из которого будет проводиться перекачка, при этом проверяется закрытое положение всех остальных задвижек всасывающего коллектора.

Проверяется закрытое положение всех задвижек напорного коллектора.

Открывается задвижка, к которой подключен переносной шланг, после этого при достаточно высоком уровне масла в отпуском баке масло должно течь самотеком, чего вполне достаточно при отпуске малых количеств масла. При отпуске больших количеств масла включается маслонасос.

Количество отпущенного масла контролируется по указателю, установленному на отпускном баке и на приёмной ёмкости.

При отпуске малых количеств масла или, если требуется, при перекачке дополнительно очистить масло, используется центрифуга, которая подключается вместо маслонасоса.

АЗС.

АЗС размещена на территории ТЭЦ-3 и предназначена для заправки транспортных средств предприятия;

Для хранения топлива (бензин А-80, АИ-92 и дизельное топливо) установлены горизонтальные подземные резервуары (РГС) емкостью 50 м3 в количестве 5 шт.

Для отпуска используются топливораздаточные колонки (ТРК) «НАРА-27», обеспечивающие автоматическую блокировку подачи топлива при номинальном заполнении топливного бака, в количестве 5 шт.

Прием нефтепродуктов из автоцистерны осуществляется насосом автомашины по рукаву. Автоцистерна укомплектована двумя огнетушителями, кошмой (асбестовым полотном), ящиком с сухим песком и лопатой и имеет информационные таблицы об опасности перевозимого груза. Один из огнетушителей малогабаритный (порошковый или углекислотный).

Территория АЗС оборудована канализационной системой, обеспечивающей отвод и сбор загрязненных нефтепродуктами ливневых и талых вод с поверхности проезжей части, локализацию разливов при сливе и отпуске нефтепродуктов.

Определены и оборудованы места сбора материалов, использованных при устранении последствий разлива нефтепродуктов, а также выделены места для установки мусоросборников.

В настоящее время АЗС ТЭЦ-3 согласно локальным актам Томского филиала находится в средне срочной остановке.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

ГРЭС-2.

ГРЭС-2 – СП Томского филиала ОАО «ТГК-11» установленной тепловой мощностью 815 Гкал/час (755гкал/час по горячей воде) предназначена для снабжения тепловой и электрической энергией предприятий и населения г.Томска. ГРЭС-2 является самым крупным источником теплоснабжения и источником электроснабжения г. Томска.

В ГРЭС-2 осуществляются следующие основные операции, производимые с нефтепродуктами:

прием нефтепродуктов из железнодорожных или автоцистерн, хранение, подготовка;

АЗС автоколонны №1 АТХ – прием из автомобильных цистерн дизтоплива, хранение дизельного топлива, заправка в рабочие баки транспортных средств цеха ТП ГРЭС-2.

Трансформаторно-масляное хозяйство.

Насосное отделение с коллекторами и маслопроводами трансформаторного и турбинного масла смонтировано в смежном помещении башни для ремонта трансформаторов главной схемы станции.

В помещении смонтированы коллекторы для приёма и перекачки масла из железнодорожных цистерн в ёмкости наружной установки. Для каждого вида масла имеются по два коллектора один из которых служит для приёма свежего масла, другой отработанного.

В наружной части ТМХ установлено две ёмкости и одна подземная:

а) баки №1, 2, 3 общей ёмкостью 177 тн, предназначены для приёма и хранения трансформаторного масла;

б) баки №14, 15, 16 общей ёмкостью 100 тн предназначены для приёма и хранения турбинного масла;

в) баки №10, 10А общей ёмкостью 26,2 тн предназначены для приёма и хранения отработанных масел;

г) для аварийного приёма и слива дренажей из ёмкостей и коллектора служит подземный бак ёмкостью 34,2 тн;

д) баки №7, 8, 9 служат для сушки и очистки масла. Насосное отделение оборудовано:

а) тремя центробежными насосами, производительностью 3 тн час, давлением 6 атм каждый;

б) тремя маслоочистительными установками ПС 1-3000, предназначенными для сушки и очистки масла от воды и механических примесей по методу пурификации.

в) фильтропрессом ФП-1500 для механической очистки турбинных и трансформаторных масел.

В объем работ по энергетическим маслам входят:

а) бесперебойное снабжение электрического и турбинного цеха маслами, соответственно: трансформаторным и турбинным;

б) прием свежих масел, в том числе приемные испытания, а также хранения масел;

в) сохранение качества масел при хранении (защита от увлажнений и загрязнений);

г) ведение учета испытаний эксплуатационных масел, проведение мероприятий по поддержанию качества и предохранению масел от окисления (применение термосифонных фильтров, адсорберов и пр.);

д) сбор и регенерация отработавших масел или сдача их на нефтебазу.

Масло трансформаторное турбинное находится в баках хранилища, обваловано, оборудованы приямки с гравийной отсыпкой.

Предусмотрена возможность слива 22 тонн масла в аварийный подземный бак.

Система защиты в работающих трансформаторах - оборудованы маслоприемные и дренажные колодцы, от колодцев по трубопроводу - в помещение для маслостоков.

Неснижаемый запас масла хранится в объеме не менее емкости масляной системы наибольшего агрегата и на доливки не менее 45 дневной потребности (20тн).

Мазутное хозяйство.

Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию; бесперебойного снабжения подогретым и профильтрованным топочным мазутом в необходимом количестве и с необходимым давлением, температурой и вязкостью.

Для обеспечения выполнения данных задач на мазутном хозяйстве имеется следующее оборудование:

приемно-сливное устройство;

мазутохранилище (баки);

мазутонасосная;

магистральные паро-мазутные трубопроводы от мазутонасосной до котельного цеха;

внутрицеховые паромазутопроводы с регулирующими клапанами давления.

Технологическая схема одноступенчатая раздельная схема, т.е. схема с разделением контуров подачи мазута в котельный цех и циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах.

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в резервуары мазутохранилища мазута, прибывшего в железнодорожных цистернах, и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

сливную эстакаду, предназначенную для обслуживания прибывающих под слив цистерн;

межрельсовые сливные лотки, соединенные каналами, по которым слитый мазут из цистерн самотеком поступает в приемную емкость. На дне каналов и лотков проложены паропроводы, предназначенные для поддержания температуры слитого мазута и улучшения его транспортировки;

гидрозатворы и фильтры-сетки, расположенные в каналах. Гидрозатворы служат для предотвращения распространения взрывной волны или пламени в приемную емкость при загорании мазута в лотках или на сливной эстакаде. Фильтры-сетки служат для очистки поступающего в приемную емкость мазута от крупных предметов.

Подземная приемная емкость, предназначенная для сбора сливаемого мазута из цистерн и сглаживания неравномерности слива.

На приемной емкости установлены: дыхательный клапан; ручной и автоматический уровнемеры; люк-лаз с откидной крышкой; паровой регистр для подогрева; подведен паропровод системы паротушения.

Мазутохранилище служит для хранения мазута и подготовки его к сжиганию (подогрев, перемешивание) и состоит из двух резервуаров (баков).

К резервуарам подводятся следующие трубопроводы:

всасывающий к насосам перекачки и рециркуляции мазута 0159x4,5 мм на расстоянии от дна резервуара до оси трубопровода 280 мм;

возврата мазута из циркуляционного контура 0108x3,5 мм; возврата мазута из котельного цеха 045x2,5 мм;

паропровод 057x3 мм;

конденсатопровод 032x2 мм.

Резервуары оборудованы следующими приборами и приспособлениями:

люками-лазами Ду 1000 мм; люком Ду 100 мм (замерным) для отбора проб мазута и измерения уровня;

дыхательными клапанами в количестве 1 шт. на бак;

паровым секционным подогревателем около всасывающего трубопровода;

датчиками температуры в верхней и нижней части каждого бака;

автоматическими и ручными уровнемерами;

огневыми предохранителями;

молниеотводом.

Днище резервуара выполнено с уклоном 2% в сторону всасывающего трубопровода, а трубопроводы мазута, пара, конденсата от резервуара до мазутонасосной выполнены с уклоном 0,001 в сторону насосов. Отметка днища резервуаров находится выше отметки пола мазутонасосной на 1000 мм. Внутри резервуара расположена система внутрирезервуарных устройств, состоящая из:

коллектора «большого сброса» (рециркуляции) 0108x3,5 мм с соплами 09 мм;

коллектора «малого сброса» (из КЦ) 045x2,5 мм с соплами 09 мм;

коллектора заполнения от приемной емкости 0159 мм.

В помещении мазутонасосной размещено следующее основное оборудование:

фильтры грубой очистки;

насосы подачи мазута в котельный цех;

насосы рециркуляции;

перекачивающие насосы из приемной емкости;

фильтры тонкой очистки;

подогреватели мазута;

система мазутопроводов с арматурой - для перекачки мазута внутри мазутонасосной и подачи мазута к котлам;

система циркуляционного контура с арматурой (для внутренней рециркуляции мазута); дренажные насосы; щит управления.

Фильтры грубой очистки предназначены для первичной очистки мазута от твердых частиц и установлены перед насосами.

Насосы подачи мазута в котельный цех предназначены для прокачивания топлива через подогреватели, фильтры тонкой очистки и для создания необходимого давления мазута перед форсунками котлов. Топливо на всас насосов поступает самотеком от баков за счет разности отметок установки насосов и уровня топлива в резервуарах.

Давление мазута, развиваемое насосами, составляет 20 кг/см2 и поддерживается регулятором, установленном в КЦ.

После насосов подачи мазута к котлам устанавливается предохранительно-перепускной клапан (тип СППК-4-40), снижающий давление мазута к котлам до 16,5 кгс/см2 . Часть мазута из котельного цеха возвращается по обратному трубопроводу в резервуары, что способствует поддержанию температуры в рабочем резервуаре, а также препятствует отстою воды.

Насосы рециркуляции предназначены для подготовки мазута в резервуарах (подогрев, перемешивание).Фильтры тонкой очистки предназначены для вторичной (более высокой степени очистки мазута от твердых частиц и установлены после подогревателей мазута).

Основные подогреватели мазута предназначены для подогрева мазута до нормальной вязкости. Подогреватели установлены после насосов подачи мазута. Подогреватели внутренней рециркуляции предназначены для подогрева мазута при низкой его температуре в баках. Установлены за насосами рециркуляции. На щите управления смонтированы регистрирующие и показывающие приборы, ключи управления оборудованием.

Помещение мазутонасосной оборудовано подвесной кран-балкой.

Эстакада трубопроводов от мазутонасосной до котельного цеха включает в себя:

два паропровода 0108 мм Ру=16 кгс/см2 ;

напорный мазутопровод 076 мм Ру=25 кгс/см2 со спутником 025 мм Ру=14 кгс/см2 ;

мазутопровод обратный от КЦ 045 мм Ру=2 кгс/см с паровым спутником 025 мм;

Ру= 14 кгс/см2 ;

конденсатопровод 045 мм;

трубопроводы отопления 076 мм до КНС и после 057 мм.

Технические характеристики оборудования:

1. Насос подачи мазута в КЦ А1 ЗВ 4/25-6,4/25-1 винтовой 2 шт

Производительность - 6,84 м3 /ч

Давление - 25 кгс/см2

Двигатель АИР 112М2У 3

Частота вращения - 2900 об/мин

Напряжение - 380 В

Мощность - 7,5 КВТ

2. Насос рециркуляции Ш 40-4-18/4 шестеренчатый-2 шт

Производительность - 18 м3 /ч

Давление - 4 кгс/см2

Двигатель 4AM132S6Y3

Частота вращения - 960 об/мин

Напряжение - 380 В

Мощность - 5,5 КВт

3. Насос перекачивающий (из приемной емкости) центробежный

4НК - 5x1 -2 шт

Производительность - 48 м3 /ч

Давление - 4,1 кгс/см2

Частота вращения - 2950 об/мин

Двигатель ВАОМНФ62-2

Мощность - 17 КВт

Температура среды от 0 до 80°С

4. Дренажный насос шестеренчатый № 2 Ш-8-25-5, 8/2, 56-7

Производительность 5,8 м3 /ч

Давление 2,5 кгс/см2

Рабочая температура среды 70°С

Вязкость мазута 0,06-Нэ см2 /сек

Направление движения вала

со стороны привода правое

Тип двигателя KP90L4Y3

Мощность 2,2 КВт

5. Фильтр тонкой очистки ФМ-25-30-40 2 шт

Рабочее давление 25кгс/см2

Температура среды 130°С

Максимальная температура 195°С

Производительность 30 м3 /ч

Гидравлическое сопротивление 0,5 м в. ст.

Типовой размер сетки 40

6. Фильтр грубой очистки ФМ-25-30-5 2 шт

Рабочее давление 25 кгс/см2

Производительность 30 м3 /ч

Температура 90°С

Гидравлическое сопротивление 0,5 м в. ст.

Типовой размер сетки 5

7. Подогреватели мазута 4 шт

Рабочее давление:

в корпусе 16 кгс/см2

в трубной части 64 кгс/см2

Температура стенки:

в корпусе 300°С

в трубной части 120°С

Объем:

в корпусе 0,285 м3

в трубной части 0,160 м3

8. Приемная емкость

Количество 1 шт

объем 50м3

9. Резервуар мазута

Количество 2 шт

полезный объем: бак № 1 (максимальный уровень - 320 см (581,9 т);

бак № 2 (максимальный уровень- 315 см (614,5 т).

Температура подогрева мазута, подаваемого в котельную - 120°С.

Теплоноситель для технологических нужд мазутного хозяйства - пар давлением 14 кгс/см2 .

Марка мазута - топочный 100.

АЗС.

АЗС размещена на территории ГРЭС-2 и предназначена для заправки транспортных средств предприятия.

Для хранения топлива (бензин А-80, АИ-92 и дизельное топливо) установлены горизонтальные подземные резервуары (РГС) емкостью 50 м3 в количестве 2 шт. и емкостью 25 м3 в количестве 3 шт.

Для отпуска используются топливораздаточные колонки (ТРК) «НАРА-27», обеспечивающие автоматическую блокировку подачи топлива при номинальном заполнении топливного бака, в количестве 3 шт.

Прием нефтепродуктов из автоцистерны осуществляется насосом автомашины по рукаву.

Резервуары для хранения топлива оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.

АЗС обеспечена первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности в Российской Федерации и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения.

Техническое диагностирование резервуаров проведены специалистами НИИ Интроскопии. По результатам обследования подземных резервуаров РГС даны заключения: резервуары годны к дальнейшей эксплуатации. Ремонтные работы на резервуарах не проводились.

Определены и оборудованы места сбора материалов, использованных при устранении последствий разлива нефтепродуктов, а также выделены места для установки мусоросборников.

ПРК.

К объектам СП ПРК Томского филиала относятся: пиково - резервная котельная (ПРК), подстанция ТЭЦ-1, 15 котельных (в том числе: 5- газовых и 10- угольных), расположенных в различных районах города, а также объекты производственного назначения для эксплуатации и ремонта оборудования СП ПРК.

ПРК имеет установленную тепловую мощностью 876 Гкал/час, располагаемую тепловую мощностью 675 Гкал/час (в том числе, паровую мощность 25 т/час), предназначена для снабжения тепловой энергией предприятий и населения города Томска.

Промплощадка ПРК расположена в районе северо-восточного промышленного узла в Октябрьском р-не г. Томска. Площадь территории 20 га, включая территорию мазутохозяйства, которая занимает 4,5 га.

Назначение объектов ПРК:

Выработка и отпуск тепловой энергии (совместно с ТЭЦ-3) для теплоснабжения г. Томска;

Подготовка химически очищенной воды для подпитки тепловых сетей г. Томска.

Здания и сооружения, входящие в состав ПРК:

1. Главный корпус с теплофикационными выводами, дымовой трубой и газоходами.

2. Газораспределительный пункт и наружные газопроводы.

3. Градирня.

4. Эстакада паромазутопроводов.

5. Мазутохозяйство

6. Аккумуляторные баки - 4 шт.

7. Здание ПНС ПРК с теплофикационными выводами.

8. Тепловое распредустройство.

9. Пожаронасосная станция, совмещенная с пеногенераторной.

10. Административный корпус и инженерно-бытовой корпус.

11. Объединенно-вспомогательный корпус.

12. Гараж на 12 автомобилей.

13. Гараж на 25 автомобилей.

14. Автозаправочная станция (АЗС).

15. Здание РЭБ.

16. Склады.

17. Спецсооружение (объект ГО).

18. Электротехнические сооружения.

Характеристика зданий и сооружений:

Главный корпус.

Степень огнестойкости - 11.

Категория по пожарной опасности - «Г».

Наружные стены из керамзитобетонных панелей. Кровля из сборного железобетона, покрыта утеплителем из пенопласта и рулонным водоизоляционным ковром из рубероида.

Здание состоит из:

котельного отделения - высотой 18 м;

насосного отделения - высотой 9,6 м;

деаэраторной этажерки - высотой 36,5 м;

пристройки РУСН - высотой 8,4м;

Размеры здания в плане 36x192,5 м.

Развернутая площадь здания - 8742м2 .

Пристройка РУСН - кирпичная, двухэтажная.

Помещения котельного, насосного отделений и РУСН имеют подвалы.

Остекление корпуса выполнено с учетом требований взрывобезопасности (площадь проемов составляет 25% от площади стен), остекление ленточное на металлических переплетах.

По периметру здания имеются пожарные лестницы через 200м.

Пожарные лестницы соединяют также разные отметки кровли здания.

Первый этаж здания главного корпуса имеет 4 выхода.

Пристройка РУСН-6 кВ. имеет, кроме этого, выход в главный корпус, 4 выхода наружу.

Котельное отделение главного корпуса.

В котельном отделении установлены пять водогрейных котлов: ст. № 1 типа КВГМ-140-150Н(П-112), ст. № 3 типа ПТВМ-100, ст. №№ 4, 5, 6 типа ПТВМ-180 и один паровой котел ст. № 7 типа ДЕ-25-14ГМ.

Основное топливо - природный газ.

Резервное, растопочное и аварийное топливо - мазут марок M100 и М40.

Давление природного газа во внутрицеховых газопроводах 0,8 кГс/см2 . Давление мазута в мазутопроводах 20 - 25 кГс/см2 . Температура вспышки мазута 140° С.

На водогрейных котлах установлены стационарные обмывочные устройства, которые можно использовать и для тушения в случае загорания сажистых отложений в конвективной части котлов.

В подвале (глубина 3,5м) размещены питательные коллекторы №№ 11, 12 подводящие и отводящие сетевые трубопроводы котлов, приямки сбора дренажей, бак технической воды с перекачивающими насосами, бак обмывочных вод котлов с перекачивающими насосами, дренажные мазутные баки и дренажные насосы мазутопроводов котельной.

В постоянном торце котельной в осях 1 - 2 размещается компрессорная установка (в изолированном помещении) и бак технической воды установки отсоса паровоздушной смеси из деаэраторов.

В осях 2 - 4 установлены насосы сырой воды и насосы установки отсоса паро-воздушной смеси из деаэраторов.

В осях 4 - 6 в подвальном помещении и помещении котельной проложены трубопроводы связи котельной с химводоочисткой, аккумуляторными баками и мазутохозяйством.

Со стороны временного торца расположено помещение ремонтной мастерской.

Вентиляция котельного отделения осуществляется за счет работающих дутьевых вентиляторов котлов и через открывающиеся двери и окна.

Вентиляция подвала - приточно-вытяжная с механическим побуждением.

Вентиляция мастерских - приточно-вытяжная. Приток через открывающиеся окна, вытяжка посредством осевого вентилятора.

В компрессорной вентиляция - приточно-вытяжная посредством осевых вентиляторов. В отделении промывки и зарядки фильтров компрессорной предусмотрена также аварийная вентиляция (вытяжка осевым вентилятором с выбросом воздуха наружу).

Насосное отделение главного корпуса.

В насосном отделении в осях 5-30 установлены 13 сетевых насосов, 4 подъемных насоса, 5 насосов подпиточных, 2 насоса поддержания статики.

В этих же осях размещены групповые щиты котлов и электрические сборки. Для прокладки трубопроводов и установки арматуры вдоль всего помещения выполнен общий приямок шириной 7 м, глубиной 1,8 м.

Вдоль всего насосного отделения проходит подземный кабельный тоннель сечением 4×З,6 м. Расположение кабельного тоннеля показано на плане здания.

Вентиляция - совместная с котельным отделением.

Деаэраторная этажерка главного корпуса.

В осях 1 -5 здания предусмотрена лестничная клетка, связывающая все отметки деаэраторной этажерки. Несущие конструкции лестничной клетки имеют предел огнестойкости 1,5 часа. Второй эвакуационный выход с отметок обслуживания деаэраторной этажерки не предусмотрен.

На отметках 6,0 м и 12,0 м размещены водо-водяные подогреватели подпитки теплосети, а на отметке 25 м - вакуумные деаэраторы типа ДВ-800, в которых происходит удаление кислорода и углекислого газа из воды.

Пристройка РУСН главного корпуса.

В пристройке РУСН размещаются РУСН-6кВ, РУСН-0,4кВ. аккумуляторная батарея, бытовые помещения. Имеется кабельный подвал глубиной 3,6 м.

Газораспределительный пункт и наружные газопроводы.

Здание ГРП относится по пожарной опасности к категории «А» по взрывоопасности к классу В-1а, а взрывоопасная смесь - к 1-ой категории группы «А».

Стены здания кирпичные толщиной 51см, крыша из сборных железобетонных плит, утепленных пенобетоном и покрытых водоизоляционным ковром из рубероида.

Размеры здания в плане 5,3 × 6,6 м, высота здания 3,4 м. Размеры ограды ГРП в плане 25 × 11 м, высота ограды 1,2 м.

Внутри здания ГРП размещены блоки регулирования газа, местные приборы КИП и автоматики.

Входное абсолютное давление газа до ГРП 7атм, выходное абсолютное - 1,8 атм. Вне здания на территории ГРП находится блок очистки газа от механических примесей, отключающие устройства.

Разводка наружных газопроводов показана на план-схеме.

Избыточное давление газа в газопроводах высокого давления 6 кГс/см2 , в газопроводах среднего давления 0,8 кГс/см2 .

Газопроводы окрашены в желтый цвет.

Вентиляция ГРП приточно-вытяжная с естественным побуждением из расчета трехкратного воздухообмена. Вытяжка из помещения осуществляется с помощью дефлектора, установленного на плитах покрытия.

Приток через жалюзийную решетку, установленную в наружной стене на высоте 0,3 м от пола. В теплый период года имеется возможность сквозного проветривания, для чего установлена дополнительная решетка, снабженная утепленным клапаном, закрываемым зимой.

Градирня.

Для охлаждения воды в схеме обратного технического водоснабжения на территории СП ПРК установлена градирня открытого типа с капельным оросителем площадью 48 м2 . Размеры градирни в плане 12 × 4 м. Глубина водосборного бассейна 2 м.

Эстакада паромазутопроводов.

По мазутопроводам подается мазут из баков хранения мазута в котельное отделение и осуществляется рециркуляция мазута из котельного отделения в баки хранения мазута.

Давление мазута в мазутопроводах 20-25 кГс/см2 , температура 100 – 115 °С.

Температура вспышки мазута 140 °С. Диаметр подающих мазутопроводов – 219 м, рециркуляционного – 108 мм.

По паропроводам подается пар на мазутохозяйство для разогрева мазута перед подачей его в котельное отделение и при сливе мазута из ж/д цистерн.

Давление пара в паропроводах 8-13 кГс/см2 .

Аккумуляторные баки.

На территории СП ПРК установлено 4 аккумуляторных бака, емкостью по 5000 м3 . Баки представляют собой стальные сварные вертикальные резервуары.

ПНС-ПРК с теплофикационными выводами.

ПНС-ПРК предназначена для поддержания заданного гидравлического режима в тепломагистралях № 12 и транзитной тепломагистрали от ТЭЦ-3, и в тепломагистралях, отходящих от ПРК в город.

Здание ПНС-ПРК имеет II степень огнестойкости.

Здание ПНС-ПРК включает в себя:

помещение насосной;

помещение КРУ - 6 кВ;

помещение РУСН - 0,4 кВ;

щит управления КИП;

помещение аккумуляторной;

подсобные помещения (венткамера, слесарная).

В помещении ПНС - ПРК установлено 11 сетевых насосов.

Тепловые распредустройства.

Здание ТРУ выполнено из сборного железобетона, имеет размеры в плане 30 × 12 м, высота 9,6 м.

В здании расположены распределительные коллекторы теплосетей. Здание имеет II степени огнестойкости.

Пожаронасосная станция, совмещенная с пеногенераторной.

Здание выполнено из сборного железобетона. Размеры здания в плане 30 × 6 м, высота 6,6 м. В здании пожаронасосной установлены:

пожарные насосы,

насосы - дозаторы пены,

бак для хранения пенообразователя,

насосы технической воды.

Рядом со зданием расположены две подземные емкости запаса воды по 500 куб. м каждая.

Административный корпус и инженерно - бытовой корпус.

В административном корпусе размещены контора, для административного персонала, и столовая.

В инженерно - бытовом корпусе находятся лаборатории: химическая, электроизмерительная, высоковольтная, различные помещения для персонала этих лабораторий, главный диспетчерский щит Тепловых сетей, бытовые помещения.

Объединённый вспомогательный корпус (ОВК).

ОВК включает в себя помещения химводоочистки, склад химреагентов, солевое хохяйство, общеплощадочные склады, центральные ремонтные мастерские, лабораторию металлов, помещение для персонала Северного района Тепловых сетей.

Гараж на 12 автомобилей.

Здание гаража выполнено из железобетона. Размеры здания в плане 48 × 18 м, высота 5,4 м. Вентиляция гаража приточная.

Гараж на 25 автомобилей.

Здание гаража выполнено из железобетона. Размеры здания в плане 48 × 18 м, высота 5,4 м. Вентиляция гаража приточно-вытяжная.

Автозаправочная станция.

АЗС размещена на территории ПРК и предназначена для заправки транспортных средств.

Для хранения топлива (бензин А-80, АИ-92 и дизельное топливо) установлены горизонтальные подземные резервуары (РГС) емкостью 50 м3 в количестве 5 шт.

Для отпуска используются топливораздаточные колонки (ТРК) «НАРА-27», обеспечивающие автоматическую блокировку подачи топлива при номинальном заполнении топливного бака, в количестве 5 шт.

Прием нефтепродуктов из автоцистерны осуществляется насосом автомашины по рукаву. Автоцистерна укомплектована двумя огнетушителями, кошмой (асбестовым полотном), ящиком с сухим песком и лопатой и имеет информационные таблицы об опасности перевозимого груза.

Один из огнетушителей малогабаритный (порошковый или углекислотный).

Территория АЗС оборудована канализационной системой, обеспечивающей отвод и сбор загрязненных нефтепродуктами ливневых и талых вод с поверхности проезжей части, локализацию разливов при сливе и отпуске нефтепродуктов.

Определены и оборудованы места сбора материалов, использованных при устранении последствий разлива нефтепродуктов, а также выделены места для установки мусоросборников.

В настоящее время АЗС на объекте СП ПРК согласно локальному акту Томского филиала находится в средне срочной остановке (Приказ Томского филиала от 15.10.2008 № 610 «О среднесрочной остановке АЗС № 4, Акт № 2 от 31.10.2008 на среднесрочную остановку.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

Здание ремонтной эксплуатационной базы.

Размер здания в плане 55 × 36 м.

Высота здания -9 м.

Электротехнические сооружения.

В комплексе электротехнических сооружений входит открытое распредустройство 35 кВ и открытая установка двух понижающих трансформаторов 35/6 кВ.

Мазутохозяйство.

Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию, бесперебойного снабжения подогретым и профильтрованным топочным мазутом в количестве, требуемом нагрузкой котлов, и с необходимым давлением и вязкостью.

На мазутном хозяйстве имеются следующие участки:

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в резервуары мазутохранилища прибывшего в железнодорожных цистернах мазута и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

сливную эстакаду, предназначенную для обслуживания прибывших под слив цистерн. Фактическая вместимость фронта выгрузки -14 железнодорожных четырехосных цистерн;

межрельсовый подземный сливной лоток, соединенные каналами, но которым слитный из цистерн мазут самотеком поступает в приемные емкости;

гидрозатворы и фильтры-сетки с ячейкой 10 × 10 мм, расположенные в каналах.

Гидрозатворы служат для предотвращения распространения взрывной волны или пламени в приемные резервуары при загорании, мазута в лотках или на сливной эстакаде.

Фильтры-сетки служат для очистки поступающего в приемные емкости мазута от крупных предметов (рукавиц, спецодежды, ветоши, щепы и т.п.);

подземные приемные емкости в количестве 2-х шт. по 500 м3 каждая, предназначенные для сбора сливаемого мазута из цистерн, сглаживания неравномерностей слива.

На каждой приемной емкости установлены:

перекачивающие погружные насосы в кол-ве 2 шт.;

дыхательный клапан;

люк-лаз с откидной крышкой.

Мазутохранилище служит для хранения мазута и подготовки его к сжиганию (подогрев, перемешивание) и состоит из трех металлически резервуаров геометрической емкостью по 5000 м3 .

Суммарная располагаемая емкость мазутохранилища составляет 10910 м3 (10474 тонн)

К резервуарам подводятся следующие трубопроводы:

всасывающий, диаметром 219 мм от насосов I подъема;

всасывающий, диаметром 108 мм от насосов замазученного дренажа;

линии рециркуляции, диаметром 133 мм для циркуляционного перемешивания и подогревания мазута в резервуарах;

заполнения, от погружных насосов, диаметром 426 мм.

Резервуары оборудованы следующими приборами и приспособлениями:

люками - лазами Ду=500 мм - 2 шт.;

замерным люком Ду=150 мм для отбора проб мазута и измерения уровня;

дыхательными клапанами ВП-300 - 2 шт;

пеногенераторами ПГВ-2000 - 2 шт.;

уровнемерами УГР-1М;

датчиками обнаружения пожара прибора НЖ0Р - П-1.

Внутри резервуара расположена система внутрирезервуарных устройств состоящая из:

коллектора "большого сброса" циркуляционного контура диаметром 108м с 20 соплами диаметром 20мм;

коллектора "центрального сброса" циркуляционного контура диаметром 108мм с 17 соплами диаметром 20мм;

коллектором "малого сброса" возле всаса;

коллектора заполнения от приемно-сливного устройства, диаметром 426м с 15 соплами диаметром 56 мм.

В помещении мазутонасосной и рядом с ним размещено следующее основное оборудование и системы:

фильтры грубой очситки /ФГО/ в кол-ве 2 шт.;

насосы 1-го подъема в кол-ве 3 шт.;

фильтры тонкой очистки /ФГО/ в кол-ве 6 шт.;

подогреватели мазута в кол-ве 3 шт.;

насосы II подъема в кол-ве 3 шт.;

система мазутопроводов с арматурой для прокачки мазута внутри мазутонасосной и подачи мазута к котельной /всасывающие и напорные мазутопроводы и трубопровод рециркуляции мазута;

система циркуляционного контура с арматурой, состоящая из коллекторов холодной и горячей рециркуляции;

насосы замазученного дренажа в кол-ве 2 шт.;

система дренажа мазутопроводов;

оборотная система охлаждения подшипников насосов;

система паровой продувки фильтров;

система конденсатопроводов;

система пароснабжения мазутохозяйства.

ФГО предназначены для первичной очистки мазута от твердых частиц при перекачивании мазута из одного бака в другой.

Насосы I подъема предназначены для прокачивания топлива через подогреватели ФГО, для заполнения трубопроводов мазута вокруг котлов, создания подпора давления во всасывающем трубопроводе насосов II подъема, создания циркуляции топлива в режиме горячего резерва, а также для подготовки мазута в резервуарах к сжиганию. Топливо на сторону всасывания насосов I подъема поступает самотеком от расходных резервуаров за счет разности отметок установки насосов и уровня топлива в резервуарах.

Насосы I подъема установлены в кол-ве 3 шт. Тип - 5НК - 5 × 1.

Производительность - 70 м3 /час

Давление - 8,8 кГс/см

Частота вращения - 2950 об/мин.

Мощность эл.двигателя - 40 кВт.

Напряжение - 380 В.

Подогреватели мазута в кол-ве 3 шт.

Тип ПМ-10-120

Давление пара - 12 кГс/см

Температура пара - 250°С

Давление мазута - 9 кГс/см

Подогрев мазута до 115

С производительность 120 т/час.

Подогреватели мазута предназначены для подогрева мазута, подаваемого в котельную и хранящегося в резервуарах. Они установлены вне здания мазутонасосной.

Фильтры тонкой очистки в кол-ве 6 шт.

Тип - ФМ-10-60-40

Пропускная способность - 60 т/час

Количество отверстий в сетке 40 отв/см

Поверхность фильтрования - 0,51 м.

Фильтры тонкой очистки установлены за мазутоподогреватедями перед насосами II-го подъема и предназначены для защиты форсунок котлов от загрязнения.

Насосы II -го подъема в. кол-ве 3 шт.

Тип 5Н5 × 4

Производительность 90 м3 /час

Давление 325 м.ст.ж.

Частота вращения 2950 об/мин.

Мощность электродвигателя 200 кВт

Напряжение 380 В.

Насосы II-го подъема предназначены для подачи мазута в котельную. Из 3-х установленных насосов П-го подъема I резервный.

Насосы замазученного дренажа в кол-ве 2 шт.

Тип 4НК-5 х 1

Производительность 50 м3 /час

Давление 46,7 м.ст.ж.

Частота вращения 2940 об/мин.

Мощность электродвигателя 17 кВт.

Напряжение 380 В.

Насосы замазученного дренажа предназначены для частичного опорожнения основных резервуаров в приемные емкости и для циркуляционного перемешивания мазута в основных резервуарах.

Система дренажей мазутопроводов высокого и низкого давлений, насосов I-го и II-го подъемов, подогревателей, фильтров со сбросом замученных дренажей в дренажный приямок емкостью 1,0 м3 .

Из дренажного приямка мазут откачивается в приемную емкость или на всас насосов 1-го подъема, в зависимости от режима работы мазутонасосной, дренажными насосами типа I В - 20/5, производительностью 16,0 м3 /час, напор 5,0 кГс/см.

Дренажные насосы включаются и выключаются автоматически при наивысшем и наинизшем уровне мазута в дренажном приямке. Установлено 2 дренажных насоса: один - рабочий, другой - резервный.

Оборотная система охлаждения подшипников насосов включает в себя:

Два насоса охлаждающей воды: Тип 1,5К 8/19

Напор 20,3 м.ст.х. Производительность 6 м /час;

Бак сбора технической воды;

Калорифер.

Охлаждающая вода из бака сбора технической воды подается насосами охлаждающей воды в калорифер для охлаждения, затем к подшипникам насосов и снова в бак. Подпитка бака охлаждающей воды осуществляется от хоз. питьевого водопровода.

Система паровой продувки фильтров.

К каждому мазутному фильтру подведен пар от общего парового коллектора мазутонасосной. При загрязнении фильтра (перепад давления на фильтре достигнет 0,3 кГс/см) его следует отключить, сдренировать, подать на фильтр пар, продуть фильтр, дренаж после продувки фильтра слить в дренажный приямок и откачать его в шламоотстойник.

Система конденсатопроводов включает в себя:

Охладитель конденсата, установленный вне помещения мазутонасосной. В охладитель конденсата сливается под напором пара весь конденсат через конденсатоотводники от подогревателей мазута.

Баки сбора конденсата в кол-ве 2 шт. объемом по 16 м3 каждый. В эти баки конденсат самотеком поступает из охладителя конденсата. Конденсат из баков сбора конденсата откачивается конденсатными насосами.

Конденсатный насос в кол-ве 2 шт. Тип КС-20-50/2

Производительность 20,5 м3 /час Напор 55 м.ст.х. Частота вращения 2950 об/мин.

Всас насосов с баков сбора конденсата, насосы перекачивают конденсат по двум напорным конденсатопроводам в зависимости от содержания в нем мазута. При содержании мазута в конденсате менее 10 мг/л, конденсат перекачивается по конденсатопроводу, проходящему по эстакаде стоков, на конденсатоочистку. При содержании мазута в конденсате более 10 мг/л перекачивается по конденсатопроводу, проходящему по эстакаде от мазутонасосной до главного корпуса на очистные сооружения.

На эстакаде паромазутопроводов между главным корпусом и мазутонасосной имеются:

Два паропровода диаметром 219 мм. Пар на паропровод мазутонасосной подается через две задвижки М3-3, М3-4 с электроприводами.

Два напорных мазутопровода диаметром 219 мм для подачи мазута высокого давления в котельную.

Трубопровод диаметром 108 мм рециркуляции мазута из котельной.

Трубопровод сжатого воздуха диаметром 76 мм для нужд мазутохозяйства.

Два трубопровода диаметром 108 мм каждый, для. подачи горячей воды на отопление и бытовые нужды мазутонасосной.

ТПНБ.

По назначению: перевалочная – производит перегрузку (перевалку) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой.

По транспортным связям: железнодорожная - получает нефтепродукты по железнодорожному тупику (ветке) наливом в вагонах-цистернах.

ТПНБ предназначена для приёма, хранения и выдачи нефтепродуктов потребителям.

Производственная территория расположена в черте города Томска. Резервуарный парк для светлых нефтепродуктов общей ёмкостью - 19 тысяч м3 , мощность склада по приёму, хранению и выдаче нефтепродуктов – 200 тыс. т. год.

Водоснабжение осуществляется от артезианской скважины. Электроснабжение осуществляется от подстанции 2 х 630 КВт, а также в качестве резервного источника может быть использован дизель – генератор мощностью 1600 кВт час.

В состав нефтебазы входят следующие сооружения:

Сливная железнодорожная эстакада для одновременной обработки 10 вагонов-цистерн;

Резервный парк общей ёмкостью 19 000 м3;

Насосная;

Операторные слива и налива нефтепродуктов;

Площадка вакуумных емкостей;

Дренажные емкости для нефтепродуктов;

Ливнёвые емкости;

Наливная автомобильная эстакада на 8 постов;

Емкость сбора конденсата;

Очистные сооружения;

Насосная пожаротушения;

Канализационная насосная станция;

Резервуары противопожарного запаса воды 700м3 , 1000 м3 , емкость для пенообразователя 8м3 ;

Площадка налива нефтепродуктов в нефтеналивные суда;

Административное здание;

Котельная на жидком топливе;

Здание дизель- генераторной;

Скважина, станция фильтрации, водонапорная башня.

Строения выполнены в кирпичном и железобетонном исполнении, операторные выполнены из металлических конструкций с несгораемым утеплителем.

Томский ШПЗ.

Томский ШПЗ занимает территорию площадью 31,4 га.

На заводе производят пропитку антисептиком: шпалы, шпалы мостовой, столбов телеграфных. Материал для пропитки поступает железнодорожным, автомобильным и речным транспортом. Разгрузка производится башенными кранами на специально отведённое место - «Склад пиломатериала». Во время разгрузки материал проходит входной контроль по качеству. Далее шпала подвергается наколке и укладывается в штабеля для естественной сушки до остаточной влажности – 25%. После того как шпала просохла, при помощи башенного крана, она укладывается на тележку и локомотивом подаётся в цех пропитки шпалы. В зависимости от породы древесины на тележку помещается 30-35 штук шпал.

Пропитка шпалы антисептиком производится в рабочем цилиндре. Вместимость рабочего цилиндра – 8 тележек. Перед тем, как загрузить шпалу в рабочий цилиндр, антисептик нагревается в маневровом цилиндре, через змеевеки острым паром, до температуры 90-110°С, ниже температуры вспышки на 5°С. Температуру вспышки определяет лаборатория ОТК.

Локомотив устанавливает тележки со шпалой в рабочем цилиндре, крышка цилиндра закрывается и уплотняется сжатым воздухом. Открывается автоматическая задвижка на трубопроводе подачи антисептика из маневрового цилиндра в рабочий цилиндр и автоматическая задвижка на сообщающейся линии трубопровода, для полного заполнения рабочего цилиндра. Антисептик самотёком поступает в рабочий цилиндр.

Через мерник подаётся давление 8,0 кг/см2 в течении одного часа(в зависимости от породы древесины) происходит пропитка.

По завершении процесса пропитки прекращается давление и производится выгонка антисептика в маневровый цилиндр сжатым воздухом 4 – 5 кг/см2 .

Для того чтобы убрать излишек антисептика, открывается воздушка (эл.задвижка) и включается вакуум насос, создаётся разрежение 0,07кг/см2 в течении 15 – 20 минут.

При помощи маневрового тепловоза производится выгрузка тележек со шпалой на отстойные ямы, где в течении двух часов происходит остывание готовой продукции. Открытие крышки рабочего цилиндра, при выгрузке, сблокировано с крышными вытяжными вентиляторами, которые подают пары антисептика на газоочистные сооружения. Розливы антисептика от тележек присыпаются опилками, промакиваются и собираются в бетонный бункер, и отвозятся, по мере накопления, на полигон токсичных отходов.

Из отстойных ям антисептик собирается в ванну и по мере накопления откачивается в баки хранилища, а так же в технологии пропитки.

В ангаре, на отстойных ямах, производится отсос паров шестью вентиляционными установками газоочистки. Пары, попадая в газоочистные сооружения, первоначально поступают в термокамеры, для охлаждения и конденсации влаги, далее на блоки озонирования и ультрафиолетового облучения, и через фильтр (ткань Петряного) выбрасываются в атмосферу.

Тележки со шпалой поступают на склад готовой продукции, где производится разгрузка шпал и укладка их в штабеля.

Отгрузка производится в полувагоны железной дороги.

Основной продукцией ШПЗ является древесина, пропитанная антисептиком (шпалы, брусья, столбы линий связи). Масло каменноугольное вследствие его физических, химических и токсических свойств является потенциально опасным веществом.

На территории ШПЗ имеется автозаправочный пункт.

2.1.3. Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории организаций

ТЭЦ-3.

ТЭЦ-3 находится с восточной стороны Томского нефтехимического комбината в 7 км от автодороги Томск - Самусь на территории Томского района Томской области на правом берегу р. Киргизки в 6 км северо-восточнее д. Кузовлево.

Расстояние от промплощадки до областного центра г. Томска - 14 км. С городом площадка связана автомобильной и ж/дорогами.

Развернутая длина обслуживания ж/д путей - 24,4 км.

Площадь объекта СП ТЭЦ-3 составляет - 1534000 м2 с учетом золошлакоотвала, расположенного в 5 км севернее промплощадки ТЭЦ-3.

Промплощадка геоморфологически расположена на 3-ей террасе р. Томи.

Рельеф площадки ровный, с небольшим уклоном на 10 – 8 ° в сторону речки Черная, отметки колеблются в пределах 100 - 105 м на Ю-В до 135-138 м на С - 3.

Плотность застройки – 38 %.

ТЭЦ-3 удалена на большое расстояние от жилого сектора, существует угроза попадания в зону действия вторичных факторов аварийного разлива нефтепродуктов (экологическое загрязнение продуктами испарения и горения нефтепродуктов в слоях атмосферного воздуха) только рядом расположенных административных и технических зданий.

ГРЭС-2.

ГРЭС-2 расположена в юго-восточной части г. Томска в Советском районе. На частном водоразделе Томь — Ушайка расстояние от реки Томи около 3 км и от реки Ушайки около 1,5 км. Территория площадки сухая, ровная, абсолютная отметка поверхности - 134 м, площадь участка 360784 м² (36 га). С севера промплощадка ограничена проспектом Фрунзе, с запада и юга - ул. Шевченко, с востока - территорией овощной базы. ГРЭС-2 расположена в юго-восточной части города в районе, плотно застроенном жильем и объектами промышленного назначения - рельеф местности, прилегающей к ГРЭС-2 в радиусе до 5 км, ровный или слабопересеченный с перепадами высот, не превышающим 50 м на 1 км.

Выезд автотранспорта в город осуществляется через транспортную проходную на ул. Шевченко. В нерабочее время и в случае необходимости - через центральную проходную. Запасный выезд для автотранспорта предусмотрен через строительный двор и северные ворота на пр. Фрунзе.

Внешние транспортные связи ГРЭС-2 представлены подъездным железнодорожным путем протяженностью 1,2 км, связывающим внутриплощадочные железнодорожные пути ГРЭС-2 с железнодорожной станцией Промжелдортранса. Внутриплощадочный железнодорожный транспорт выполнен шестью выездами с южной стороны промплощадки:

первый въезд для транспортировки угля на открытый склад и разгрузсарай;

второй въезд в депо Промжелдортранса;

третий въезд для подачи реагентов на химводоочистку;

четвертый въезд для подачи реагентов на предварительную очистку воды для подпитки теплосети;

пятый въезд на ТМХ (трансформаторно-масляное хозяйство) и ОРУ-35,110 кВ;

шестой въезд для транспортировки строительных материалов и оборудования на строительный двор, занимающий восточную часть территории и подачу мазута на мазутохозяйство, расположенным за главным корпусом с северной стороны.

Сеть внутриплощадочных автодорог выполнена таким образом, что обеспечивает подъезды ко всем объектам и сооружениям. Покрытие выполнено асфальтобетонам. Связь с внешней дорожной сетью осуществляется тремя въездами:

первый въезд - центральный (центральная проходная) выполнен с западной стороны промплощадки и осуществляет связь с ул. Шевченко;

второй въезд - грузовой (грузовая проходная) выполнен также с западной стороны промплощадки севернее центрального на 300 м и осуществляет также связь с ул. Шевченко;

третий въезд выполнен с северо-восточной стороны промплощадки на строительный двор и осуществляет связь с пр. Фрунзе.

Площадка ГРЭС-2 находится в непосредственной близости от селитебной части города, поэтому существует угроза попадания в зону действия вторичных факторов аварийного разлива нефтепродуктов (экологическое загрязнение продуктами испарения и горения нефтепродуктов в слоях атмосферного воздуха) рядом расположенных административных и жилых зданий.

ПРК.

ПРК расположена в комплексе сооружений северо-восточного промышленного узла в Октябрьском районе г. Томска, по ул. Угрюмова.

Промплощадка ПРК находится вне зоны жилой городской застройки на ровной местности в лесной зоне.

Ближайшая жилая застройка расположена по ул. Угрюмова, 2 на расстоянии 575 м к юго-востоку от границ предприятия.

Площадь промплощадки ПРК составляет - 203495 м².

Так как Промплощадка ПРК удалена на большое расстояние от жилого сектора, существует угроза попадания в зону действия вторичных факторов аварийного разлива нефтепродуктов (экологическое загрязнение продуктами испарения и горения нефтепродуктов в слоях атмосферного воздуха) только рядом расположенных административных и технических зданий.

ТНПБ.

ТНПБ расположена на северо-западе промышленного узла в черте г. Томска (на окраине) и занимает площадь – 5.4 Га. На север, в двух километрах, от ТПНБ, находится жилая зона ЗАТО Северск. В 1,5 километрах от территории, на запад, протекает р. Томь.

Район нефтебазы не сейсмичен.

В районе расположения объекта опасные природные воздействия, определяемые согласно СНиП 22-01-95 «Геофизика опасных природных воздействий» (подтопление, суффозия, карст, сели, лавины) отсутствуют.

Согласно СанПин 2.2.1/2.1.11200 – 03 от 10.04.2003 года санитарно-защитная зона для ТНПБ составляет 100 метров.

На нефтебазе имеется ответвление от железной дороги. На расстоянии 0,5 км проходит автомагистраль Томск – Колпашево.

Подъездные пути к территории нефтебазы асфальтированы и освещены.

Ко всем зданиям нефтебазы имеются дороги с бетонным (плиты) покрытием достаточной ширины, обеспечивающие возможность привлечения к ликвидации аварийных разливов нефтепродукта персонала и технических средств из городских служб г. Томска.

Данные о размещении близлежащих организаций и жилых домов:

Наименование организации

Удаленность от границ объекта, км

Направление

Численность в НРС

ООО «Сосна»

0,4

восток

10

ООО Союз «Т»

0,5

юг

58

ПКК «Акселон»

0,3

север

60

Жилые дома ЗАТО Северск

2.0

север

Плотность населения 9,5 чел/км2

Томский ШПЗ.

Район расположения Томского ШПЗ не сейсмоопасен, вероятность землетрясений ничтожно мала, но часто наблюдаются карстовые явления, оползни и подтопление территории. Поверхность территории ровная, с уклоном на юго-запад. Коррозийная активность грунтов по отношению к стали высокая. Территория ШПЗ не попадает в водоохранные зоны водозабора. Почвенно-растительный слой составляет от 0,2 до 0,3 м. Нормативная глубина промерзания грунтов –2 м. Опасные геологические процессы, вызывающие необходимость инженерной защиты сооружения и территории, отсутствуют.

Автотранспортные связи осуществляются по близлежащим улицам. В жилой застройке преобладают одноэтажные жилые здания, имеется развитая инфраструктура (дороги, магазины, школы, дошкольные и лечебные учреждения и т.д.).

В соответствии со СНиП 23-01-99 «Строительная климатология и геофизика» организации расположены в 1"В" строительно-климатическом районе со следующими нормативными характеристиками:

масса нормативного снегового покрова - 150 кг/м2 ;

нормативный ветровой напор - 38 кг/м2 ;

средняя температура наиболее холодных суток - минус 44 °С;

средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 40 °С;

абсолютный максимум температуры - плюс 38°С;

абсолютный минимум температуры - минус 47 °С;

среднегодовое количество осадков - 637 мм;

высота снежного покрова - 60 см;

глубина промерзания грунтов - 2,40 м;

среднегодовая температура воздуха - минус 0,6°С;

преобладающее направление ветра - южное и юго-западное.

Переходы среднесуточной температуры через ноль происходят в середине апреля и во второй половине октября.

Средняя скорость ветра за холодный период равна 2,8 м/с, максимальная - 6,5 м/с. Средняя скорость ветра за теплый период равна 3,2 м/с, максимальная - 4,3 м/с.

Норму относительной влажности составляет величина - 76%. Количество осадков в те­плый период года 282 мм, суточный максимум осадков - 76 мм.

Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца - 68 %.

Количество осадков в холодный период года 282 мм, суточный максимум осадков -40 мм.

Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца - 79 %.

В зонах размещения организаций редких и/или находящихся под угрозой исчезновения видов растений, животных, птиц нет.

Природные, экономические, исторические, культурные объекты, которые представляли бы высокую экономическую, экологическую, рекреационную ценность, а также особо чувствительные (уязвимые) природные зоны или объекты (природные, культурные и т.п.) в непосредственной близости от организаций отсутствуют.

Cреднегодовая роза ветров

Наиболее сложная обстановка при разливе нефтепродуктов может сложиться в летнее время с июля по август, когда температура воздуха может достигать +30ºС.

С учётом этого, в организациях необходимо проводить дополнительные меры, связанные с соблюдением техники безопасности, снижением пожарной опасности технологических систем, а также с усилением режима охраны.

2.1.4. Гидрометеорологические и экологические особенности районов размещения организаций

ТЭЦ-3.

Геологическое строение площадки разведено на глубину 50 м.

В этих пределах разрез имеет двухъярусное строение - верхний ярус до глубины 14 - 15 м представлен глинами, суглинками, супесями, песками, лигнитом.

Гидрологические условия характеризуются наличием двух водоносных горизонтов.

Уровни грунтовых вод фиксируются на глубину 4 - 11 м и 20 - 22 м от поверхности.

ТЭЦ-3 находится в Северном промышленном узле г. Томска.

В данном районе очаг выбросов загрязняющих веществ формируется выбросами предприятий ОАО «Томский нефтехимический завод», ЗАО «Метанол», ТЭЦ-3.

Группа предприятий находится в пределах утвержденной 2-х км санитарно-защитной зоны промышленного узла, вне селитебных территорий города.

Объекты ТЭЦ-3, ГРЭС-2 и ОАО «Томский нефтехимический завод» относятся к предприятиям первой категории опасности, на долю которых приходится 92,37% общегородского приведенного к одному класса опасности вала выбросов от промышленных предприятий.

Объем выбросов вредных веществ в атмосферу от ТЭЦ-3 составляет 6,18 тыс. тонн в год (что составляет приблизительно 20% к показателям общегородских выбросов загрязняющих веществ).

Воздействие нефтяных загрязнений на экосистемы .

В настоящее время известен факт замедления бактериального разложения нефтяных углеводородов при низких температурах окружающей среды.

В зависимости от продолжительности и пространственного масштаба загрязнения нефтью может наблюдаться широкий диапазон поражающих эффектов - от поведенческих и физиолого-биохимических аномалий на уровне организмов до структурных и функциональных перестроек в популяциях и сообществах.

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

Хроническое действие в течение месяцев или лет на локальном и региональном уровне

Воздействия и последствия

Острая интоксикация. Гибель. Физиолого-биохимические нарушения. Поведенческие реакции

Сублетальные эффекты Нарушения поведения, питания, воспроизводства изменение структуры и численности популяций. Изменение структуры и функций сообществ

Экологически уязвимых природных зон, исчезающих или редких видов животных и растений в месте размещения ТЭЦ-3, не имеется.

Рельеф местности и удаление от водоисточников исключают попадание нефтепродуктов в речные акватории, во внутренние водоемы.

ГРЭС-2.

Объем выбросов вредных веществ в атмосферу от ГРЭС-2 составляет 3,9 тыс. тонн в год (19,6% к показателям общегородских выбросов загрязняющих веществ).

Основное селитебное ядро города расположено с подветренной стороны по отношению к Юго-Восточному промышленному узлу, в котором находится ГРЭС-2 - один из основных загрязнителей городской среды, что является неблагоприятным фактором эколого-планировочной ситуации.

Воздействие нефтяных загрязнений на экосистемы . В настоящее время известен факт замедления бактериального разложения нефтяных углеводородов при низких температурах окружающей среды.

В зависимости от продолжительности и пространственного масштаба загрязнения нефтью может наблюдаться широкий диапазон поражающих эффектов - от поведенческих и физиолого-биохимических аномалий на уровне организмов до структурных и функциональных перестроек в популяциях и сообществах.

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

Хроническое действие в течение месяцев или лет на локальном и региональном уровне

Воздействия и последствия

Острая интоксикация. Гибель. Физиолого-биохимические нарушения. Поведенческие реакции

Сублетальные эффекты Нарушения поведения, питания, воспроизводства изменение структуры и численности популяций. Изменение структуры и функций сообществ

Исчезающих или редких видов животных и растений в месте размещения ГРЭС-2, не имеется.

Рельеф местности и удаление от водоисточников исключают попадание нефтепродуктов в речные акватории, во внутренние водоемы.

ПРК.

Геологическое строение площадки разведено на глубину 50 м.

В этих пределах разрез имеет двухъярусное строение - верхний ярус до глубины 14 - 15 м представлен глинами, суглинками, супесями, песками, лигнитом.

Гидрологические условия характеризуются наличием двух водоносных горизонтов.

Уровни грунтовых вод фиксируются на глубину 4 - 11 м и 20 - 22 м от поверхности.

Пиковая резервная котельная находится в Северо-восточном промузле г. Томска.

В данном районе очаг выбросов загрязняющих веществ формируется выбросами предприятий ОАО «Завод ЖБК-100», ООО «Керамзит-Т», ПРК.

Группа предприятий находится в пределах утвержденной 2-х км санитарно-защитной зоны промузла, вне селитебных территорий города.

Пиковая резервная котельная наряду с ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ОАО «Томский нефтехимический завод» относятся к предприятиям первой категории опасности, на долю которых приходится 92,37% общегородского приведенного к одному класса опасности вала выбросов от промышленных предприятий.

Воздействие нефтяных загрязнений на экосистемы .

В настоящее время известен факт замедления бактериального разложения нефтяных углеводородов при низких температурах окружающей среды.

В зависимости от продолжительности и пространственного масштаба загрязнения нефтью может наблюдаться широкий диапазон поражающих эффектов - от поведенческих и физиолого-биохимических аномалий на уровне организмов до структурных и функциональных перестроек в популяциях и сообществах.

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

Хроническое действие в течение месяцев или лет на локальном и региональном уровне

Воздействия и последствия

Острая интоксикация. Гибель. Физиолого-биохимические нарушения. Поведенческие реакции

Сублетальные эффекты Нарушения поведения, питания, воспроизводства изменение структуры и численности популяций. Изменение структуры и функций сообществ

Экологически уязвимых природных зон, исчезающих или редких видов животных и растений в месте размещения промплощадки ПРК, не имеется.

Рельеф местности и удаление от водоисточников исключают попадание нефтепродуктов в речные акватории, во внутренние водоемы.

ТНПБ.

Климат района расположения ТНПБ резко континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким жарким летом.

Сведения о среднемесячной температуре воздуха в районе расположения ТНПБ:

Месяц

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

T°С воздуха

-20,5

-18,5

-8,5

2,9

10,5

17,3

18,3

16,4

9,9

1,6

-9,5

-17,9

Среднегодовая

0,3

Абсолютный максимум температуры +38°С. Абсолютный минимум температуры - 47 °С. Повторяемость ветров по направлениям:

Направление

Повторяемость (%)

Направление

Повторяемость (%)

Январь

Июль

С

19

С

29

СВ

1

СВ

8

В

1

В

6

ЮВ

7

ЮВ

8

Ю

15

Ю

15

ЮЗ

36

ЮЗ

17

З

11

З

10

СЗ

10

СЗ

7

Штиль

53

Штиль

28

Переходы среднесуточной температуры через ноль происходят в середине апреля и во второй половине октября.

Средняя скорость ветра за холодный период равна 2,8 м/с, максимальная - 6,5 м/с. Средняя скорость ветра за теплый период равна 3,2 м/с, максимальная - 4,3 м/с. Преобладаю­щих направлений ветров за период с декабря по февраль - нет, за период с июня по август - нет.

Норму относительной влажности составляет величина - 76%. Количество осадков в те­плый период года 282 мм, суточный максимум осадков -76 мм. Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца - 68 %. Количество осадков в холодный период года 282 мм, суточный максимум осадков -40 мм. Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца - 79 %. В районе объекта нет водных акваторий. Ближайший водный объект - р. Томь находится на расстоянии около 1.5 км к западу от нефтебазы.

В зоне размещения ТНПБ редких и/или находящихся под угрозой исчезновения видов растений, животных, птиц нет.

Природные, экономические, исторические, культурные объекты, которые представляли бы высокую экономическую, экологическую, рекреационную ценность, а также особо чувствительные (уязвимые) природные зоны или объекты (природные, культурные и т.п.) в непосредственной близости от предприятия отсутствуют.

Так как ТНПБ находится в городской черте, но удалена на большое расстояние от жилого сектора, существует угроза попадания в зону действия вторичных факторов аварийного разлития нефтепродуктов (ударная волна, тепловое излучение, экологическое загрязнение продуктами испарения и горения нефтепродуктов в слоях атмосферного воздуха) только близ расположенных организаций.

Томский ШПЗ.

Территория района размещения Томского ШПЗ относится к зоне континентального климата, с характерной холодной зимой и сравнительно теплым летом.

Экологически уязвимых, природных зон, исчезающих или редких видов животных и растений в месте размещения порта не имеется.

Интенсивность проявлений опасных природных процессов:

грозы (40-60 часов в год);

сильные ветры со скоростью 20 м/сек;

ливни с интенсивностью 30 мм в час и более;

град с диаметром частиц 20 мм;

сильные морозы (около -400 С), средняя продолжительность безморозного периода составляет 128 дней (от 15 мая до 19 октября);

снегопады, превышающие 20 мм за 24 часа;

вес снежного покрова – 100 кг/м3 ;

гололед с диаметром отложений 20 мм.

2.2. Мероприятия по предупреждению ЧС (Н)

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК, ТНПБ, Томский ШПЗ

Организационные мероприятия

Технологические мероприятия

Инженерно-технические мероприятия

Своевременное проведение регламентных работ

Планирование мероприятий

Организация мониторинга

Регулярная проверка исправности оборудования

Использование безопасных технологий

Автоматизированный контроль

Повышение надежности оборудования

Обвалование

Окрашивание

Применение экранов

Использование ндивидуальных средств защиты

2.2.1. Возможные источники ЧС (Н)

ТЭЦ-3.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

100% объема наибольшего резервуара (3000 м3 );

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

разливы нефтепродуктов при сливе из авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения надземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разгерметизации (разрушения) загруженных авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов при заправке автотранспорта на АЗС автоколонны № 1и 2 АТХ Томского филиала на территории объекта СП ТЭЦ-3;

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

В настоящее время АЗС на ТЭЦ-3 согласно локальному акту Томского филиала находится в средне срочной остановке (Приказ Томского филиала от 15.10.2008 № 610 « О среднесрочной остановке АЗС № 3, Акт № 1 от 31.10.2008 на среднесрочную остановку.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

Сценарии возникновения и развития аварий разработаны с помощью комплексной модели возникновения и развития аварии.

На ТЭЦ-3 выделяются три группы взаимосвязанных причин, способствующих возникновению и развитию аварий:

отказы оборудования (коррозия, физический износ, механические повреждения, ошибки при проектировании и изготовлении, дефекты в сварных соединениях, усталостные дефекты металла, не выявленные при освидетельствовании, нарушение режимов эксплуатации - переполнение емкостей, превышения давления);

ошибки персонала (при сливе из автоцистерн, отпуске нефтепродуктов потребителям, заправке автомобилей, отборе проб из резервуаров, проведении ремонтных и профилактических работ, пуске и остановке оборудования, локализации аварийных ситуаций);

внешние воздействия природного и техногенного характера (штормовые ветры и ураганы, снежные заносы, ливневые дожди, грозовые разряды, механические повреждения, диверсии, взрывы, пожары).

Основные возможные аварийные ситуации на ТЭЦ-3 связаны с разрушением (полным или частичным) емкостного оборудования, трубопроводов или повреждения ТРК Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

По данным обзора аварий и отказов основными причинами отказов (аварий и неисправностей) являются:

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

брак строительно-монтажных работ (23,2 %);

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,1 . 10-4

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,0 . 10-6

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,0 . 10-3

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

5

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

После определения частот инициирующих событий, производилось построение сценариев развития аварий, отражающих технологические особенности объекта.

Наиболее вероятны аварийные разливы нефтепродуктов в зоне ТРК.

Случайные проливы нефтепродуктов происходят достаточно часто вследствие переполнения бензобаков при заправке, разрывов заправочных шлангов, опрокидывания наполненных канистр, наездов автотранспорта на колонки и тому подобных причин.

Однако объемы таких проливов могут быть незначительны (исчисляются десятками литров), последствия разливов за пределы производственной зоны не выйдут, а сами разливы оперативно ликвидируются силами персонала АТХ Томского филиала.

Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар.

Производительность очистных сооружений позволяет организовать полную очистку территории от загрязнения нефтепродуктами при локальных разливах.

Перечень выявленных событий для рассматриваемого объекта, характеризуемых своей определенной частотой, имеет следующий вид:

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

В случае аварийного разлива нефтепродукта и образования паровоздушного облака вероятность дальнейших событий будет в значительной мере определяться направлением перемещения облака ТВС по территории производства и за его пределы, что в свою очередь в значительной мере определяется господствующей розой ветров в районе размещения площадки объекта.

Оценка последствий аварийного разлива осуществляется путем определения основных параметров, характеризующих масштаб возможной аварии и степень (величину) поражающих факторов.

На основании анализа масштаба возможной аварии и степени поражающих факторов определяется необходимое количество сил и средств, достаточное для локализации и ликвидации аварии, степень загрязнения окружающей среды, а также прямые потери организации в результате разлива нефтепродуктов.

Перечень и технические характеристики технологического оборудования, в которых возможны аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов:

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества ( м3 )

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц обору­дования (шт.)

в единице обору­дова­ния

всего на участке

агре­гатное состояние

Марка топлива

Мазутохозяйство

резервуарный парк нефтепродуктов

резервуар надземный РВС

3

3000

9000

жидкость

мазут

Маслохозяйство

Открытый маслосклад

бак хранения масла

12

70

840

жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Маслоаппаратная

расходные баки масла

6

2

12

жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

АЗС

резервуарный парк нефтепродуктов

резервуар подземный, РГС

5

50

250

жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

приемно-сливное устройство

ж/д цистерна

8

60

480

жидкость

Мазут, трансформаторное и турбинное масло

В резервуарном парке при полной загрузке трех резервуаров нефтью может находиться 9000 м3 горючей жидкости.

В маслохозяйстве в открытом маслоскладе и маслоаппратной при полной загрузке баков масла может храниться 852 м3 легковоспламеняющейся жидкости.

На складе хранения топлива АЗС на территории ТЭЦ-3 при полной загрузке пяти РГС-50 дизельным топливом и бензином может находиться 250 м3 легковоспламеняющейся жидкости.

При операциях приема и слива прибывшего в железнодорожных цистернах нефтепродукта может находиться 480 м3 легковоспламеняющейся жидкости.

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 № 156 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

За период деятельности предприятия событий природного происхождения и состояний элементов природной среды, которые могут привести к разгерметизации резервуаров, разрушению оборудования и оказать негативное воздействие на безопасность персонала ТЭЦ-3 и окружающую природную среду, не зарегистрировано.

Наиболее вероятными источниками ЧС могут быть техногенные факторы (повышенный износ оборудования, авария с автомобильной или железнодорожной цистерной).

ГРЭС-2.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

100% объема наибольшего резервуара (1000 м3 );

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

разливы нефтепродуктов при сливе из авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения надземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разгерметизации (разрушения) загруженных авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов при заправке автотранспорта на АЗС № 2 автоколонны №1 АТХ;

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

Сценарии возникновения и развития аварий разработаны с помощью комплексной модели возникновения и развития аварии. На объекте выделяются три группы взаимосвязанных причин, способствующих возникновению и развитию аварий:

отказы оборудования (коррозия, физический износ, механические повреждения, ошибки при проектировании и изготовлении, дефекты в сварных соединениях, усталостные дефекты металла, не выявленные при освидетельствовании, нарушение режимов эксплуатации - переполнение емкостей, превышения давления);

ошибки персонала (при сливе из автоцистерн, отпуске нефтепродуктов потребителям, заправке автомобилей, отборе проб из резервуаров, проведении ремонтных и профилактических работ, пуске и остановке оборудования, локализации аварийных ситуаций);

внешние воздействия природного и техногенного характера (штормовые ветры и ураганы, снежные заносы, ливневые дожди, грозовые разряды, механические повреждения, диверсии, взрывы, пожары).

Основные возможные аварийные ситуации на ГРЭС-2 связаны с разрушением (полным или частичным) емкостного оборудования, трубопроводов или повреждения ТРК.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

По данным обзора аварий и отказов основными причинами отказов (аварий и неисправностей) являются:

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

брак строительно-монтажных работ (23,2 %);

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,1 . 10-4

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,0 . 10-6

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,0 . 10-3

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

5

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

После определения частот инициирующих событий, производилось построение сценариев развития аварий, отражающих технологические особенности объекта.

Наиболее вероятны аварийные разливы нефтепродуктов в зоне ТРК. Случайные проливы нефтепродуктов происходят достаточно часто вследствие переполнения бензобаков при заправке, разрывов заправочных шлангов, опрокидывания наполненных канистр, наездов автотранспорта на колонки и тому подобных причин. Однако объемы таких проливов незначительны (исчисляются десятками литров), последствия разливов за пределы производственной зоны не выйдут, а сами разливы оперативно ликвидируются силами работников АЗС. Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар. Производительность очистных сооружений позволяет организовать полную очистку территории от загрязнения нефтепродуктами при локальных разливах.

Перечень выявленных событий для рассматриваемого объекта, характеризуемых своей определенной частотой, имеет следующий вид:

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

В случае аварийного разлива нефтепродукта и образования паровоздушного облака вероятность дальнейших событий будет в значительной мере определяться направлением перемещения облака ТВС по территории производства и за его пределы, что в свою очередь в значительной мере определяется господствующей розой ветров в районе размещения площадки объекта.

Оценка последствий аварийного разлива осуществляется путем определения основных параметров, характеризующих масштаб возможной аварии и степень (величину) поражающих факторов.

На основании анализа масштаба возможной аварии и степени поражающих факторов определяется необходимое количество сил и средств, достаточное для локализации и ликвидации аварии, степень загрязнения окружающей среды, а также прямые потери организации в результате разлива нефтепродуктов.

Перечень и технические характеристики технологического оборудования, в которых возможны аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов:

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества ( м3 )

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц обору­дования (шт.)

в единице обору­дова­ния

всего на участке

агрегатное состояние

Марка топлива

Мазутохозяйство

Резервуарный парк нефте-продуктов

Резервуар надземный РВС

2

1000

2000

Жидкость

мазут

Маслохозяйство

Открытый склад ТМХ, Помещение регенерации масла

Бак хранения масла

12

От 1,5 до 71

316,3

Жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Баки хранения отработанногомасла

3

1,5-18,5

28

Жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Турбинный цех

Маслосистемы турбоагрегатов

5

16-32

99

Жидкость

Турбинное масло

АЗС № 2 автоколонны № 1 АТХ

Резервуарный парк нефте-продуктов

Резервуар подземный, РГС

5

25-50

175

Жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

Приемно-сливное устройство

ж/д цистерна

8

60

480

Жидкость

Мазут, трансформаторное и турбинное масло

В резервуарном парке при полной загрузке двух резервуаров нефтепродуктами может находиться 2000 м3 горючей жидкости. В маслохозяйстве при полной загрузке баков масла может храниться 316,3 м3 легковоспламеняющейся жидкости. В турбинном цехе общая емкость маслосистемы турбоагрегатов ТГ составляет 99 м3 легковоспламеняющейся жидкости. На складе хранения топлива АЗС при полной загрузке пяти РГС-50 дизельным топливом и бензином может находиться 175 м3 легковоспламеняющейся жидкости. При операциях приема и слива прибывшего в железнодорожных цистернах нефтепродукта может находиться 480 м3 легковоспламеняющейся жидкости.

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 №156 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

За период деятельности предприятия событий природного происхождения и состояний элементов природной среды, которые могут привести к разгерметизации резервуаров, разрушению оборудования и оказать негативное воздействие на безопасность персонала ГРЭС-2 и окружающую природную среду, не зарегистрировано.

Наиболее вероятными источниками ЧС могут быть техногенные факторы (повышенный износ оборудования, авария с автомобильной или железнодорожной цистерной).

ПРК.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

100% объема наибольшего резервуара 3638 м3 (3492 тонны);

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

разливы нефтепродуктов при сливе из авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения наземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разгерметизации (разрушения) загруженных авто и ж/д цистерн;

разливы нефтепродуктов при заправке автотранспорта на АЗС автоколонны №4 АТХ;

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

Сценарии возникновения и развития аварий разработаны с помощью комплексной модели возникновения и развития аварии.

На объекте выделяются три группы взаимосвязанных причин, способствующих возникновению и развитию аварий:

отказы оборудования (коррозия, физический износ, механические повреждения, ошибки при проектировании и изготовлении, дефекты в сварных соединениях, усталостные дефекты металла, не выявленные при освидетельствовании, нарушение режимов эксплуатации - переполнение емкостей, превышения давления);

ошибки персонала (при сливе из автоцистерн и ж/д цистерн, отпуске нефтепродуктов потребителям, заправке автомобилей, отборе проб из резервуаров, проведении ремонтных и профилактических работ, пуске и остановке оборудования, локализации аварийных ситуаций);

внешние воздействия природного и техногенного характера (штормовые ветры и ураганы, снежные заносы, ливневые дожди, грозовые разряды, механические повреждения, диверсии, взрывы, пожары).

Основные возможные аварийные ситуации СП ПРК связаны с разрушением (полным или частичным) емкостного оборудования, трубопроводов или повреждения ТРК.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

По данным обзора аварий и отказов основными причинами отказов (аварий и неисправностей) являются:

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

брак строительно-монтажных работ (23,2 %);

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,1 . 10-4

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,0 . 10-6

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны и ж/д цистерны

5,0 . 10-3

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

5

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

После определения частот инициирующих событий, производилось построение сценариев развития аварий, отражающих технологические особенности объекта.

Наиболее вероятны аварийные разливы нефтепродуктов в зоне ТРК.

Случайные проливы нефтепродуктов происходят достаточно часто вследствие переполнения бензобаков при заправке, разрывов заправочных шлангов, опрокидывания наполненных канистр, наездов автотранспорта на колонки и тому подобных причин.

Однако объемы таких проливов незначительны (исчисляются десятками литров), последствия разливов за пределы производственной зоны не выйдут, а сами разливы оперативно ликвидируются силами работников АЗС.

Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар.

Производительность очистных сооружений позволяет организовать полную очистку территории от загрязнения нефтепродуктами при локальных разливах.

Перечень выявленных событий для рассматриваемого объекта, характеризуемых своей определенной частотой, имеет следующий вид:

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

В случае аварийного разлива нефтепродукта и образования паровоздушного облака вероятность дальнейших событий будет в значительной мере определяться направлением перемещения облака ТВС по территории производства и за его пределы, что в свою очередь в значительной мере определяется господствующей розой ветров в районе размещения площадки объекта.

Оценка последствий аварийного разлива осуществляется путем определения основных параметров, характеризующих масштаб возможной аварии и степень (величину) поражающих факторов.

На основании анализа масштаба возможной аварии и степени поражающих факторов определяется необходимое количество сил и средств, достаточное для локализации и ликвидации аварии, степень загрязнения окружающей среды, а также прямые потери организации в результате разлива нефтепродуктов.

Перечень и технические характеристики технологического оборудования, в которых возможны аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов:

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества ( м3 )

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц оборудования (шт.)

в единице обору-дования

всего на участке

агре­гатное состо­яние

Марка топлива

Мазутохозяйство

Резервуарный парк нефтепродуктов

Резервуар наземный РВС

3

(3492 тонны)

10474 тонны

Жидкость

мазут

АЗС № 4 АТХ ТФ

Резервуарный парк нефтепродуктов

Резервуар подземный, РГС

5

50

250

Жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

Приемно-сливное устройство

железнодорожная цистерна

14

60

14х60

Жидкость

Мазут

В резервуарном парке при полной загрузке трех резервуаров нефтью может находиться 10910 м3 (10474 тонн) горючей жидкости.

На территории промплощадки ПРК находится склад хранения топлива АЗС, при полной загрузке пяти РГС-50 дизельным топливом и бензином может находиться 250 м3 легковоспламеняющейся жидкости.

При операциях приема и слива прибывшего в железнодорожных цистернах мазута может находиться 700 м3 горючей жидкости.

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 № 156 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

В настоящее время АЗС на объекте СП ПРК согласно локальному акту Томского филиала находится в средне срочной остановке (Приказ Томского филиала от 15.10.2008 № 610 «О среднесрочной остановке АЗС № 4, Акт № 2 от 31.10.2008 на среднесрочную остановку.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

За период деятельности предприятия событий природного происхождения и состояний элементов природной среды, которые могут привести к разгерметизации резервуаров, разрушению оборудования и оказать негативное воздействие на безопасность персонала ПРК и окружающую природную среду, не зарегистрировано.

Наиболее вероятными источниками ЧС могут быть техногенные факторы (повышенный износ оборудования, авария с автомобильной или железнодорожной цистерной).

ТНПБ.

На ТНПБ имеется сливная железнодорожная эстакада, которая состоит из:

двух веток железнодорожного пути;

двусторонней сливной эстакады, рассчитанной на одновременный слив нефтепродуктов из десяти железнодорожных цистерн.

Нефтепродукты поступают по железной дороге в вагоноцистернах на эстакаду слива светлых НП. Для перекачки бензинов и дизельного топлива используются насосы нефтяные центробежные типа 360 К с ДНК двойным торцевым уплотнением.

Для обеспечения полного заполнения коллекторов всаса насосов нефтепродуктом из цистерн и зачистки коллекторов от нефтепродукта используются вакуумные ёмкости 3 шт. и вакуумные насосы водокольцевые, типа ВВН 1-3. для налива нефтепродуктов в автоцистерны из резервуаров хранения используется наливная эстакада на которой открытая насосная. Для налива используются центробежные насосы типа КМН. Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн производится через нижнии сливные устройства типа УСН-150-6Н в количестве 10 штук. Проектом предусмотрен также верхний слив с помощью сливных стоков УНЖ-100 – 10 шт. Для приёма и хранения нефтепродуктов, образуемых при авариях проливах с разгерметизированных участков по трассе продуктопровода предназначена аварийная дренажная ёмкость объёмом=63м3 . Для налива нефтепродуктов в автоцистерны из резервуаров хранения используется наливная эстакада, на которой находится открытая насосная. Для налива используются центробежные насосы типа КМН.

Характеристика пункта управления процессом.

Управление процессом приема, хранения и перекачки нефтепродуктов осуществляется с центрального диспетчерского пункта, расположенного на расстоянии 30 м от резервуарного парка хранения нефтепродуктов. Диспетчерский пункт осуществляет управление технологическими процессами: измерение уровней в резервуарах, сигнализация максимальных уровней и из­мерение температуры в резервуарах. Здесь же осуществляется дистанционное управление запорной арматурой по каналам автоматики и внутренней телефонной связи. Имеется сигнализация о концентрации паров нефтепродуктов в воздухе насосной. Управление работой насосных агрегатов осуществляется дистанционно по месту установки. Запуск в работу насосных агрегатов может быть осуществлен автоматически или в ручном режиме только после запуска приточно-вытяжной вентиляции. В помещении насосной установлены кнопки аварийного отключения насосных агрегатов. Помещение диспетчерской соответствует требованиям строительных норм и правил для помещений подобного назначения - V степени огнестойкости, защищено от проникновения пыли, газа, паров углеводородов, от недопустимого уровня шума. Освещение помещения искусственное и естественное через оконные проемы. Люди, находящиеся в помещении диспетчерской при прогнозируемых авариях, связанных с пожаром разливом нефтепродуктов, попадают в зону теплового воздействия при пожарах. В случае разгерметизации любого резервуара с бензином, сопровождающейся взрывом, диспетчерский пункт может оказаться в зоне опасного давления. В случае выхода из строя оборудования, аппаратуры, линий автоматики и связи, управление производственными процессами может осуществляться по месту установки оборудования.

При разгерметизации резервуара без взрыва на территорию нефтебазы, в том числе и на диспетчерский пункт распространяется зона повышенной концентрации углеводородов. Дис­петчер при этой ситуации, плотно закрыв все окна и двери, должен воспользоваться средствами индивидуальной защиты, срочно оповестить руководство, спасательные, пожарные и санитар­ные службы об аварии и принимать меры согласно предписанию для данной ситуации.

Перечень и технические характеристики технологического оборудования, в которых возможны аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов:

Наименование оборудования

Кол-во

(шт)

Расположение

Назначение

Техническая характеристика

Резервуарный парк

1

РВС-3000

2

Наземный объект

Хранение бензина АИ-80

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3, вместимость 2115 т

2

РВС-3000

1

Наземный объект

Хранение бензина АИ-80

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3 , вместимость 2115 т

3

РВС-1000

1

Наземный объект

Хранение бензина А-92

Резервуар вертикальный стальной объем 1000м3 , вместимость 705 т

4

РВС-3000

2

Наземный объект

Дизтопливо (зимнее, летнее)

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3 вместимость 2580 т

5

РВС-3000

1

Наземный объект

Аварийный резервуар

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3 , вместимость 2580 т

Железнодорожная и автомобильная эстакады слива и налива светлых нефтепродуктов

6

Сливные устройства УСН-150

10

Территория сливной эстакады

Слив светлых НП

7

Ж/д цистер­на

10

Территория сливной эстакады

Перевозка светлых НП

Объем цистерны - 60 м3

8

Автоцистерна

8

Территория наливной эстакады

Перевозка светлых НП

Объём цистерны – 30 м3

Трубопровод

9

Технологический трубопровод

Наземный объект

транспортировка бензина

S=1320 м, Ду =200 мм

Насосная светлых нефтепродуктов

10

Насос НК 360/80К чугун

1

Помещение насосной

Перекачка бензина

110 кВт, 2870 об/мин, 360 м3 /час

11

Насос НК 360/80К чугун

1

Помещение насосной

Перекачка дизтоплива

110 кВт, 2870 об/мин, 360 м3 /час

АСН-5

12

Насос КМН 100

1

Территория СНЭ

Перекачка бензина

18,5 кВт, 2475 об/мин, 100 м3 /час

13

Насос КМН 100

1

Территория СНЭ

Перекачка дизтоплива

18,5 кВт, 2475 об/мин, 100 м3 /час

В резервуарном парке при полной загрузке четырёх РВС-3000 бензином, одного РВС-3000 и одного РВС - 1000 дизельным топливом при учёте не заполнения нефтепродуктами одного аварийного РВС-3000 с учётом физических условий содержания: атмосферное давление, температура - окружающей среды. В данных условиях хранения может находиться 16000 м3 легко воспламеняющихся и горючих жидкостей.

Количество опасных продуктов, которое может находиться на железнодорожной эстакаде, учтено в их общем количестве (прием продуктов осуществляется в свободный объем).

Единовременно на железнодорожной эстакаде может находиться до 450 т бензина или 480 тонн дизтоплива; на автомобильной эстакаде слива-налива может находиться не более 7 бензовозов (т.е. около 45 тонн бензина или дизтоплива).

Таким образом, согласно таблице 3 Приказа МПР РФ от 03.03.03 №156 аварии при АРН относятся к ЧС при значениях нижнего уровня для авто и железнодорожных цистерн по бензинам 5т, для хранилищ по бензинам 10 т.

Физико-химические, взрывопожароопасные и токсические характеристики нефтепродуктов:

№ пп

Наименование параметра

Параметр

Нормативный документ

1.

1.1

1..2

Наименование вещества:

химическое

торговое

Бензин

Бензин

ГОСТ 2084-772

2.

2.1

2.2

Формула: эмпирическая структурная

Смесь легких предельных, ароматических и нафтеновых углеводородов, отличающих­ся условиями получения и исходным сырьем

ГОСТ 2084-772

3.

Состав, % мас.

ГОСТ 2084-772

3.1

Основной продукт

3.2

Примеси: свинец, г/дм3 , н.б. - марка А-80 неэтилирован­ный

0,013

4.

Общие данные

ГОСТ 2084-772

4.1

Молекулярная масса

усредн. 95,45

4.2

Температура кипения, °С (при давлении 101кПа)

начало 35 конец 195

4.3

Плотность при 20°С, кг/м3

740-770

5.

Данные о взрывоопасности

ГОСТ 2084-772 А.Н. Баратов, А.Я. Король-ченко Пожаровзрыво-опасность веществ и материалов и средства их тушения»

5.1

Температура вспышки °С

Минус 27-39

5.2

Температура самовоспламе­нения, °С.

255-370

5.3

Пределы взрываемости, % об.

1,0-6,0

6.

Данные о токсической опасности

4 класс токсической опасности

Справочник «Вредные вещества в промышленно-сти», 1976г., т.1

ГОСТ 12.1.005-88

6.1

ПДК в воздухе рабочей зоны

100 мг/м3

6.2

ПДК в атмосферном воздухе

300 мг/м3

6.3

Летальная токсодоза Lct50

40-70 мг/кг

6.4

Пороговая токсодоза Pct50

9,5-11,5 мг/кг

7.

Реакционная способность

Горючая жидкость

-/-

8.

Информация о воздействии на людей

Раздражает слизистую оболочку и кожу человека, при вдыхании паров вызывает отравление

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

9.

Средства защиты

Противогазы фильтрующие ПФМГ-96 марки А, изолирующие противогазы (шланговые ПШ-1,2 и ИП-4)

Справоч. «Вредные вещества в промышленности»

10.

Методы перевода вещества в безвредное состояние

Вентиляция помещений, пролитый продукт убирается

Справочник «Вредные вещества в промышленности»

11.

Меры первой помещении пострадавшим от воздействия вещества

Удалить пострадавшего из загазованной зоны на свежий воздух. Обеспечить покой, тепло, при остановке дыхания-искусственное дыхание, при остановке сердца-массаж

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

1.

Наименование вещества:

ДТ гидроочищенное, ДТ первичной переработки нефти, керосин гидроочищенный, керосин первичной переработки нефти, дизельные фракции реактивного топлива

ГОСТ 305-82

1.1

химическое

1.2

торговое

2.

Общие данные

ГОСТ 305-82

2.1

Молекулярный вес

160-180 кг/кмоль

2.2

T кипения (при давлении 101 кПа)

180-200 °С

2.3

Плотность при 20

860 кг/м3

3.

Данные о взрывопожароопасности

Класс взрывопожароопасности Т-1

ГОСТ 305-82.

А.Н. Баратов, А.Я. Корольченко «Пожаровзрывоопас-ность веществ и материалов и средства их тушения»

3.1

Т °С вспышки

40 °С

3.2

Т °С самовоспламенения

300-330 °С

3.3

Пределы взрываемости:

- концентрационные

2-3 % объема

- температурные

57-120 °С

4.

Данные о токсической опасности

4 класс токсической опасности

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

ПДК в воздухе рабочей зоны

ПДК в атмосферном воздухе

300 мг/м3

Летальная токсодоза Lct50

40-60 мг/л

Пороговая токсодоза Pct50

8,5-10,5 мг/л

5.

Меры предосторожности

Все рабочие места снабжены приточно-вытяжной вентиляцией. При работе с ДТ следует строго соблюдать нормы и правила ТБ. Производство, хранение и транспо-ртировка д. осуществляться в герметичном технологиче-ском оборудовании. Содержание паров в атмосфере д. обеспечиваться ниже предельно допустимо концентрации

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

6.

Информация о воздействии на людей

Дизельное топливо относится к вредным веществам, обла­дающим наркотическим действием, и поражающим главным образом центральную нервную систему. Мутаген­ными, аллергенными, и выраженными кумулятивными свойствами не обладает. Пары топлива сильно раздражают слизистые оболочки и глаза. При остром отравлении парами топлива возникает головная боль, головокружение, психическое возбуждение, вялость, кашель, шум в ушах, дрожание рук, мышечные судороги всего тела, расстройство координации, чувство опьянения. В атмосфере с очень высокой концентрацией паров, человек теряет сознание, и, если не будет оказана своевременная помощь, могут возникнуть сильные судороги, и произойдет остановка дыхания. При попадании на кожу возможны заболевания фолликулярного аппарата, возникновение дерматитов, миллиарных фолликулитов с гиперкератозом.

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

7.

Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества

Свежий воздух, покой, тепло. Освободить от стесняющей дыхание одежды. Успокаивающие и седативные средства. При потере сознания пострадавшему необходимо придать горизонтальное положение с несколько опущенной головой. При тяжелых отравлениях ингаляции кислорода чередовать с вдыханием карбогена. При ослаблении дыхания немедленно начать искусственное дыхание. Срочная госпитализация

Справочник «Вредные вещества в промышленности», 1976г., т.1

Томский ШПЗ.

Основные возможные, аварийные ситуации на складе топлива связаны с разрушением (полным или частичным) емкостного оборудования, трубопроводов или насосов.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

По данным обзора аварий и отказов основными причинами отказов (аварий и неисправностей) являются:

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

брак строительно-монтажных работ (23,2 %);

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,1 × 10-4

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,0 × 10-6

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,0 × 10-3

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 × I 0-6

5

Разгерметизация насосов

1,0 × 10-3

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 × 10-6

7

Разрыв трубопроводов(на 1 м)

5,0 × 10-6

После определения частот инициирующих событий, производилось построение сценариев развития аварий, отражающих технологические особенности объекта.

Перечень выявленных событий для рассматриваемого объекта, характеризуемых своей определенной частотой, имеет следующий вид:

разгерметизация блока;

разлитие жидкой фазы;

пожар разлития жидкой фазы нефтепродукта;

действие теплового излучения на персонал объекта и людей, находящихся в непосредственной близости от него и попадающих в зону действия поражающих факторов;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование облака нефтепродукта;

дрейф облака с взрывоопасной концентрацией нефтепродукта и его последующее воспламенение по направлениям ветра, с соответствующими скоростями для летних и зимних условий;

взаимодействие поражающих факторов, образующихся в результате взрывного превращения облака нефтепродукта с людьми и элементами инфраструктуры.

Вероятность реализации перечисленных сценариев развития аварии по статистическим данным:

Сценарий развития аварии

Вероятность

1.

Факельное горение

0.0574

2.

Образование огневого шара

0.0287

3.

Горение пролива вытекшей среды

0.7039

4.

Сгорание облака ТВС в детонационном режиме

0.0119

5.

Сгорание облака ТВС в дефлаграционном режиме

0.1689

6.

Безопасное рассеивание

0.0292

Из данных, приведенных в таблице, видно, что наибольшую частоту реализации могут иметь сценарии, связанные с образованием зоны взрывоопасных концентраций и сгорания облака ТВС в пределах концентраций самовоспламенения в дефлаграционном режиме.

В случае аварийного разлива ЛВЖ и образования паровоздушного облака вероятность дальнейших событий будет в значительной мере определяться направлением перемещения облака ТВС по территории производства и за его пределы, что в свою очередь в значительной мере определяется господствующей розой ветров в районе размещения площадки объекта.

Оценка последствий аварийного разлива осуществляется путем определения основных параметров, характеризующих масштаб возможной аварии и степень (величину) поражающих факторов.

На основании анализа масштаба возможной аварии и степени поражающих факторов определяется необходимое количество сил и средств, достаточное для локализации и ликвидации аварии, степень загрязнения окружающей среды, а также прямые потери организации в результате аварийного разлива нефтепродуктов.

На складе топлива могут реализовываться следующие сценарии аварий:

аварийные разливы нефтепродуктов;

аварийные разливы нефтепродуктов с последующим пожаром (взрывом) и образованием токсичных продуктов горения.

К неисправностям на технологическом трубопроводе относятся такие его повреждения, которые могут быть устранены без прекращения перекачки путем установки аварийного оборудования (муфт или хомутов) или путем технического обслуживания неисправного оборудования.

К авариям на технологическом трубопроводе относятся такие его повреждения, для устранения которых необходимо прекращение перекачки.

Наиболее распространенные виды неисправностей и аварий на технологическом трубопроводе, а также возможные способы их устранения:

Характер неисправности или аварии

Возможные причины

Способ устранения

Неисправности

Капельная или струйная течь в соединении труб (оборудования)

Уплотнительное кольцо

установлено неправильно;

уплотнительное кольцо имеет

дефекты;

под уплотнительное кольцо попал

при монтаже посторонний предмет;

на манжете трубы имеются забоины

Установить аварийную муфту

Течь нефтепродуктов через трещины в продольном сварном шве трубы, через односторонние пробоины в теле трубы

Давление в трубопроводе выше допустимого; повреждение трубопровода в результате механического воздействия

Установить односторонний аварийный хомут

Течь нефтепродуктов через сквозные пробоины труб

Повреждение трубопровода в результате механического воздействия

Установить односторонний аварийный хомут

Аварии

Течь нефтепродуктов через трещину в продольном сварном шве, через пробоины в теле трубы (длина поврежденного участка больше длины аварийного хомута)

Давление в трубопроводе выше допустимого; повреждение трубопровода в результате механического воздействия

Прекратить перекачку и заменить поврежденную трубу

Выход из строя участка трубопровода

Повреждение трубопровода в результате механического воздействия; наезд на трубопровод тяжелого транспорта; стихийное бедствие

Прекратить перекачку и заменить поврежденные трубы

Разрыв трубопровода в соединении труб

Давление в трубопроводе выше допустимого; повреждение стального запорного кольца; недостатки монтажа

Прекратить перекачку, присоединить задвижки, закрыть их, при необходимости заменить поврежденные трубы, собрать недостающую линию из вставок, открыть задвижки

2.2.2. Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и нефтепродуктов в организациях

Зоны аварийных разливов нефтепродуктов ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК определены в соответствии с:

Рекомендациями, приведенными в статье С. А. Швыркова и др. «Анализ статистических данных разрушений резервуаров», «Проблемы безопасности при аварийных ситуациях», №5, стр. 39-50, 1996г.

«Руководством по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках» ГУПС МВД РФ;

«Рекомендациями по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории» ВНИИПО МВД РФ;

Безопасностью пересечений трубопроводами водных преград /Под общ. ред. К.А. Забелы. – М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2001.

Методикой расчета сил и средств для восстановления подводного трубопровода и ликвидации аварийного разлива нефти при аварии на подводных переходах магистральных нефтепроводов. Утв. АК «Транснефть», 1997. Согл. в МЧС, Госгортехнадзоре, Минтопэнерго и Минприроды РФ.

Методическим руководством по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Утв. Минтопэнерго России, 1998. Согл. в Госгортехнадзоре РФ, Госкомэкологии РФ.

Расчет размеров нефтяного пятна и характер его поведения производился на основе имеющихся методик конкретно для объекта и типа разлива.

Модели разливов на суше учитывают данные по рельефу, грунтам, характеристикам опасного вещества, от которых зависит растекание по поверхности земли, дисперсия и испарение нефти. Данные модели учитывают следующие явления:

растекание нефтепродуктов;

инфильтрация нефтепродуктов в почвы и грунты;

испарение (выветривание) легких нефтепродуктов (дизельное топливо и бензин);

локализация разлива в результате контакта с заграждением.

ТЭЦ-3.

С целью определения необходимого состава сил и специальных технических средств на проведение мероприятий по предупреждению ЧС (Н) на территории ТЭЦ-3 осуществлено прогнозирование последствий разливов.

Прогнозирование осуществлено относительно последствий максимально возможных разливов нефти с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности экологических особенностей и характера использования территорий.

Целью прогнозирования явились определение:

возможных масштабов разливов нефтепродуктов, степени и негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, объекты производственной и социальной сферы, а также на объект окружающей природной среды;

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;

последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефтепродуктов.

За весь период эксплуатации ТЭЦ-3 аварийных разливов нефтепродуктов не происходило.

Согласно общей методике расчета максимальный аварийный разлив может составить:

технологический трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на прорванном участке трубопровода -195 м3 ;

стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения - 3000 м3 .

Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 №156.

Возможная максимальная ЧС (Н) на объектах ТЭЦ-3 может быть отнесена к ЧС регионального уровня.

Разливы нефтепродуктов возможны вследствие отклонения от технологического регламента ведения работ, ошибок персонала, нарушения герметичности технологических трубопроводов, арматуры, фланцевых соединений или неисправности отсекающей запорной аппаратуры.

В соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды» РД 34.21.526-95, М., ОРГРЭС, 1995г., раздел «Ремонт резервуаров» наиболее часто трещины в стенках резервуаров возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу.

Трещины образуются в основном вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов или резервного оборудования.

Согласно данной «Типовой инструкции...» дефекты резервуаров с нефтепродуктами обуславливаются:

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в нефтепродуктах.

Все эти причины могут привести к разгерметизации резервуара и разливу нефти, иногда на больших площадях, что повлечет за собой загрязнение почвы, атмосферы, а при наличии источника огня - к пожару.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования, включая инициирующее событие, аварийного процесса, создавшейся ЧС, потерь при аварии, включая специфические количественные характеристики, пространственные и временные параметры и причинные связи событий аварий.

Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития при сочетании определенных условий, может быть приостановлена (локализована) или перейти на более высокий уровень.

Инициирующие события аварии с нефтепродуктами на данном объекте, в основном, связаны с:

отказами эксплуатирующегося оборудования, трубопроводов с расположенными на них запорной арматурой, фланцевыми и др. соединениями; систем заземления и отвода атмосферного электричества, приборов и устройств контроля и автоматики и т.п.;

человеческим фактором - ошибками персонала при проведении тех или иных операций, нарушениями техники безопасности при осуществлении ремонта оборудования, огневых или других работ, связанных с применением открытого огня, искрообразующего инструмента, куре­нии в неположенных местах и т.п.;

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

Возникновение инициирующих событий приведет к выбросу опасного вещества на подстилающую поверхность.

Дальнейшее развитие аварии зависит от свойств продуктов, наличия или отсутствия источника воспламенения и аварийной вентиляции, действий персонала и аварийно-спасательных служб по ликвидации разлива и т.п.

Основные сценарии ЧС (Н) на объекте можно объединить в 3 вида типовых сценариев :

С–1. Локальный разлив нефтепродуктов на технологических трубопроводах в резервуарном парке нефтепродуктов и открытом маслоскладе, в мазутонасосной, в маслоаппаратной, на установке подогрева мазута с отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится персоналом ТЭЦ-3.

С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:

в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;

в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами при операции слива или при транспортировке;

в результате разгерметизации трубопроводов.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ и аварийно-технического формирования.

С–3. ЧС (Н) с разрушением технологических объектов ТЭЦ-3 и поражением лиц, находящихся на территории ТЭЦ-3:

разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;

разлив нефтепродуктов в результате разрушения авто или железнодорожной цистерны с нефтепродуктами с последующим возгоранием;

разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.

Основной поражающий фактор - тепловое излучение, образующиеся в результате возгорания ТВС.

Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ с привлечением сил ПЧ-19.

Взрыв паровоздушной смеси как поражающий фактор при авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов на объектах ТЭЦ-3, рассмотрен в расчетно-пояснительной записке к Паспорту безопасности ТЭЦ-3.

В качестве расчетных данных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта в ТЭЦ-3 Томского филиала.

Оценка площади разлития.

Резервуарный парк нефтепродуктоа мазутохозяйства (единичный объем резервуара 3000 м3 ).

Наземный вертикального стальной резервуар, емкостью 3000 м3 входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1 [Рекомендаций по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения …], согласно которой максимальная площадь разлития в случае полного разрушения резервуара и размытия обвалования составляет 13500 м2 .

Форма зоны разлития при распространении за пределы обвалования при его разрушении гидродинамической волной с учетом уклона на местности в пределах 1-3% будет представлять собой эллипс с большой полуосью 287 м и малой полуосью 144 м.

Баки открытого маслосклада емкостью 70 м3 не входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1, поэтому максимальная площадь зоны разлития определяется по следующей формуле:

, где Fзр – площадь зоны разлития, м2 ; fз - коэффициент разлива; -степень заполнения резервуара (допускается принимать 0,9).

fз =5 при расположении на поверхности с уклоном менее 1%.

Vp =50 м3

Fзр = 50,970=315 м2 .

Форма зоны максимального разлития представляет собой круг с радиусом

= 10 м.

Далее аналогично:

Для расходных баков масла емкостью 2 м3 , Fзр = 9м2 , Rзр = 1,7 м.

Для железнодорожной цистерны емкостью 60 м3 , Fзр = 270м2 , Rзр = 9,3 м.

Для автоцистерны емкостью 6,5 м3 , Fзр = 29,3м2 , Rзр = 3 м.

Резервуары РГС-50 являются заглубленными, поэтому в случае разгерметизации подземного резервуара нефтепродукт впитается в песчаную обсыпку вокруг резервуара в пределах резервуарного парка.

Для определения границ зон разливов нефти при разгерметизации технологических топливопроводов было сделано предположение, что пятно загрязнения в случае разгерметизации трубопровода имеет форму окружности постоянной толщины и появление аварийной утечки равновероятно по всей длине участка трубопровода.

Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).

Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле

V = T х q, где

V – объем разлившегося нефтепродукта;

T – время отключения электродвигателя насоса, час.;

q – производительность насоса, м3 /час.

T = 300 с = 0,08 час.

q = 130 м3 /час, согласно паспортных данных насоса максимальной производительности (ПМН-1, 2) и технологическому регламенту.

V = 130 х 0,08 = 10,4 м3 , где

Площадь свободного разлива может составить F зр = 5110,4=52 м2 .

ГРЭС-2.

С целью определения необходимого состава сил и специальных технических средств на проведение мероприятий по предупреждению ЧС (Н) на территории объектов Томского филиала ОАО «ТГК-11» осуществлено прогнозирование последствий разливов. Прогнозирование осуществлено относительно последствий максимально возможных разливов нефти с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности экологических особенностей и характера использования территорий

Целью прогнозирования явились определение:

возможных масштабов разливов нефтепродуктов, степени и негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, объекты производственной и социальной сферы, а также на объект окружающей природной среды;

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;

последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефтепродуктов.

За весь период эксплуатации объектов Томского филиала ОАО «ТГК-11» аварийных разливов нефтепродуктов не происходило.

Согласно общей методике расчета (Постановление Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613) максимальный аварийный разлив может составить:

технологический трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на прорванном участке трубопровода -72 м3 ;

стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения - 1000 м3 .

Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 №156.

Возможная ЧС на объектах структурного подразделения ГРЭС-2 относится к ЧС регионального значения.

Разливы нефтепродуктов возможны вследствие отклонения от технологического регламента ведения работ, ошибок персонала, нарушения герметичности технологических трубопроводов, арматуры, фланцевых соединений или неисправности отсекающей запорной аппаратуры.

В соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды» РД 34.21.526-95, М., ОРГРЭС, 1995г., раздел «Ремонт резервуаров» наиболее часто трещины в стенках резервуаров возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются в основном вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов или резервного оборудования.

Согласно данной «Типовой инструкции...» дефекты резервуаров с нефтепродуктами обуславливаются:

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в НП.

Все эти причины могут привести к разгерметизации резервуара и разливу нефти, иногда на больших площадях, что повлечет за собой загрязнение почвы, атмосферы, а при наличии источника огня - к пожару.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования, включая инициирующее событие, аварийного процесса, создавшейся ЧС, потерь при аварии, включая специфические количественные характеристики, пространственные и временные параметры и причинные связи событий аварий.

Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития при сочетании определенных условий, может быть приостановлена (локализована) или перейти на более высокий уровень.

Инициирующие события аварии с нефтепродуктами на данном объекте, в основном, связаны с:

отказами эксплуатирующегося оборудования, трубопроводов с расположенными на них запорной арматурой, фланцевыми и др. соединениями; систем заземления и отвода атмосферного электричества, приборов и устройств контроля и автоматики и т.п.;

человеческим фактором - ошибками персонала при проведении тех или иных операций, нарушениями техники безопасности при осуществлении ремонта оборудования, огневых или других работ, связанных с применением открытого огня, искрообразующего инструмента, куре­нии в неположенных местах и т.п.;

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

Возникновение инициирующих событий приведет к выбросу опасного вещества на подстилающую поверхность. Дальнейшее развитие аварии зависит от свойств продуктов, наличия или отсутствия источника воспламенения и аварийной вентиляции, действий персонала и аварийно-спасательных служб по ликвидации разлива и т.п.

Основные сценарии ЧС (Н) на объекте можно объединить в 3 вида типовых сценариев:

С–1. Локальный разлив нефтепродуктов на технологических трубопроводах в резервуарном парке нефтепродуктов и открытом складе ТМХ, в мазутонасосной, в турбинном цехе, на установке подогрева мазута с отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится персоналом ГРЭС-2.

С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:

в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;

в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами при операции слива или при транспортировке;

в результате разгерметизации трубопроводов.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ и аварийно-технического формирования.

С–3. ЧС (Н) с разрушением технологических объектов ГРЭС-2 и поражением лиц, находящихся на территории ГРЭС-2:

разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;

разлив нефтепродуктов в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами с последующим возгоранием;

разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.

Основной поражающий фактор - тепловое излучение, образующиеся в результате возгорания ТВС. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами НАСФ ОАО Томского филиала ОАО «ТГК-11» и силами профессиональных аварийно-спасательных формирований с ОГУ «Томская поисково-спасательная служба» и привлечением сил ПЧ-1.

Взрыв паровоздушной смеси как поражающий фактор при авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов на объектах ГРЭС-2 рассмотрен в расчетно-пояснительной записке к Паспорту безопасности ГРЭС-2.

В качестве расчетных данных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта на ГРЭС-2.

Оценка площади разлития

Резервуарный парк нефтепродуктов мазутохозяйства (единичный объем резервуара 1000 м3 ).

Наземный вертикального стальной резервуар, емкостью 1000 м3 входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1 [Рекомендаций по обеспечению ПБ объектов нефтепродуктообеспечения …], согласно которой максимальная площадь разлития в случае полного разрушения резервуара и размытия обвалования составляет 4500 м2 . Форма зоны разлития при распространении за пределы обвалования при его разрушении гидродинамической волной с учетом уклона на местности в пределах 1% будет представлять собой круг радиусом 38 м.

Баки открытого маслосклада емкостью до 71 м3 не входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1, поэтому максимальная площадь зоны разлития определяется по следующей формуле:

, где Fзр – площадь зоны разлития, м2 ; fз - коэффициент разлива; -степень заполнения резервуара (допускается принимать 0,9).

fз =5 при расположении на поверхности с уклоном менее 1%.

Vp =70 м3

Fзр = 50,971=320 м2 .

Форма зоны максимального разлития представляет собой круг с радиусом

= 10 м.

Далее аналогично:

Для расходных баков масла емкостью до 18,5 м3 , Fзр = 83 м2 , Rзр = 5,1 м.

Для ж/д цистерны емкостью 60 м3 , Fзр = 270м2 , Rзр = 9,3 м.

Для автоцистерны емкостью 6,5 м3 , Fзр = 29,3м2 , Rзр = 3 м.

Резервуары РГС-25 и РГС-50 являются заглубленными, поэтому в случае разгерметизации подземного резервуара нефтепродукт впитается в песчаную обсыпку вокруг резервуара в пределах резервуарного парка.

Для определения границ зон разливов нефти при разгерметизации технологических топливопроводов было сделано предположение, что пятно загрязнения в случае разгерметизации трубопровода имеет форму окружности постоянной толщины и появление аварийной утечки равновероятно по всей длине участка трубопровода.

Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).

Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле

V = T х q, где

V – объем разлившегося нефтепродукта;

T – время отключения электродвигателя насоса, час.;

q – производительность насоса, м3 /час.

T = 300 с = 0,08 час.

q = 48 м3 /час, согласно паспортных данных насоса максимальной производительности (4НК - 5x1) и технологическому регламенту.

V = 48 х 0,08 =3,8 м3 , где

Площадь свободного разлива может составить F зр = 513,8=19 м2 .

ПРК.

Прогнозирование осуществлено относительно последствий максимально возможных разливов нефти с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности экологических особенностей и характера использования территорий

Целью прогнозирования явились определение:

возможных масштабов разливов нефтепродуктов, степени и негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, объекты производственной и социальной сферы, а также на объект окружающей природной среды;

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;

последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефтепродуктов.

За весь период эксплуатации объектов ПРК аварийных разливов нефтепродуктов не происходило.

Согласно общей методике расчета (Постановление Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613) максимальный аварийный разлив может составить:

технологический трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на прорванном участке трубопровода -195 м3 ;

стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения – 3638 куб.м. (3492 тонны).

Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 № 156.

Возможная ЧС на объектах ПРК относится к ЧС регионального значения.

Разливы нефтепродуктов возможны вследствие отклонения от технологического регламента ведения работ, ошибок персонала, нарушения герметичности технологических трубопроводов, арматуры, фланцевых соединений или неисправности отсекающей запорной аппаратуры.

В соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды» РД 34.21.526-95, М., ОРГРЭС, 1995г., раздел «Ремонт резервуаров» наиболее часто трещины в стенках резервуаров возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу.

Трещины образуются в основном вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов или резервного оборудования.

Согласно данной «Типовой инструкции...» дефекты резервуаров с нефтепродуктами обуславливаются:

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в НП.

Все эти причины могут привести к разгерметизации резервуара и разливу нефти, иногда на больших площадях, что повлечет за собой загрязнение почвы, атмосферы, а при наличии источника огня - к пожару.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования, включая инициирующее событие, аварийного процесса, создавшейся ЧС, потерь при аварии, включая специфические количественные характеристики, пространственные и временные параметры и причинные связи событий аварий.

Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития при сочетании определенных условий, может быть приостановлена (локализована) или перейти на более высокий уровень.

Инициирующие события аварии с НП на данном объекте, в основном, связаны с:

отказами эксплуатирующегося оборудования, трубопроводов с расположенными на них запорной арматурой, фланцевыми и др. соединениями; систем заземления и отвода атмосферного электричества, приборов и устройств контроля и автоматики и т.п.;

человеческим фактором - ошибками персонала при проведении тех или иных операций, нарушениями техники безопасности при осуществлении ремонта оборудования, огневых или других работ, связанных с применением открытого огня, искрообразующего инструмента, курении в неположенных местах и т.п.;

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.

Возникновение инициирующих событий приведет к выбросу опасного вещества на подстилающую поверхность. Дальнейшее развитие аварии зависит от свойств продуктов, наличия или отсутствия источника воспламенения и аварийной вентиляции, действий персонала и аварийно-спасательных служб по ликвидации разлива и т.п.

Основные сценарии ЧС (Н) на объекте можно объединить в 3 вида типовых сценариев:

С–1. Локальный разлив нефтепродуктов на технологических трубопроводах в резервуарном парке нефтепродуктов, в мазутонасосной, на установке подогрева мазута с отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится персоналом СП ПРК Томского филиала ОАО «ТГК-11»

С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:

в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;

в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами при операции слива или при транспортировке;

в результате разгерметизации трубопроводов.

Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ и аварийно-технического формирования.

С–3. ЧС (Н) с разрушением технологических объектов СП ПРК и поражением лиц, находящихся на территории объекта:

разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;

разлив нефтепродуктов в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами с последующим возгоранием;

разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.

Основной поражающий фактор - тепловое излучение, образующиеся в результате возгорания ТВС.

Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ, с привлечением сил ПЧ ГУ МЧС по Томской области.

Взрыв паровоздушной смеси как поражающий фактор при авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов на объектах СП ПРК рассмотрен в расчетно-пояснительной записке к Паспорту безопасности (в 2011г закончился срок действия ПБ).

В качестве расчетных данных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта на объектах ПРК.

Оценка площади разлития

Резервуарный парк НП мазутохозяйства (единичный объем резервуара 3492 тонны).

Наземный вертикального стальной резервуар, емкостью 3492 тонны входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1 [Рекомендаций по обеспечению ПБ объектов нефтепродуктообеспечения], согласно которой максимальная площадь разлития в случае полного разрушения резервуара и размытия обвалования составляет 3492 тонны.

Форма зоны разлития при распространении за пределы обвалования при его разрушении гидродинамической волной с учетом уклона на местности в пределах <1 % будет представлять собой окружность с радиусом 85 м.

Резервуары РГС-50 являются заглубленными, поэтому в случае разгерметизации подземного резервуара нефтепродукт впитается в песчаную обсыпку вокруг резервуара в пределах резервуарного парка.

Для определения границ зон разливов нефти при разгерметизации технологических топливопроводов было сделано предположение, что пятно загрязнения в случае разгерметизации трубопровода имеет форму окружности постоянной толщины и появление аварийной утечки равновероятно по всей длине участка трубопровода.

Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).

Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле

V = T х q, где

V – объем разлившегося нефтепродукта;

T – время отключения электродвигателя насоса, час.;

q – производительность насоса, м3 /час.

T = 300 с = 0,08 час.

q = 130 м3 /час, согласно паспортных данных насоса максимальной производительности (ПМН-1, 2) и технологическому регламенту.

V = 130 х 0,08 = 10,4 м3 , где

Площадь свободного разлива может составить F зр = 5110,4=52 м2 .

ТПНБ.

За весь период эксплуатации ТПНБ с 1996 года аварийных разливов нефтепродукта не было.

Анализ статистических данных по авариям на аналогичном имеющемуся на ТПНБ оборудованию с нефтепродуктами (резервуары хранения, насосы, трубопроводы) позволяет установить основные причины возможного разрушения такого оборудования и основные причины разлива нефтепродуктов.

В «Типовой инструкции по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жид­кого топлива и горячей воды» РД 34.21.526-95, М., ОРГРЭС, 1995г., в разделе «Ремонт резервуаров» были отражены изложенные ниже причины возникновения течей в резервуарах.

Наиболее часто трещины в стенках резервуаров возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются в основном вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов или резервного оборудования.

Согласно этой «Типовой инструкции...» дефекты резервуаров с нефтепродуктами обуславливаются:

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в нефтепродуктах.

Все эти причины могут привести к разгерметизации резервуара и разливу дизтоплива или бензина, иногда на больших площадях, что повлечет за собой загрязнение почвы, ат­мосферы, а при наличии источника огня - к пожару.

При полном разрушении наземного резервуара с нефтепродуктом аварийное раскрытие резервуара происходит в основном за счет разрушения наиболее нагруженного конструктивного элемента - узла сопряжения стенки с днищем резервуара. При этом корпус резервуара разрушался по сварному шву на всю высоту стенки, и за счет огромных радиальных усилий, связанных с истечением жидкости, корпус отрывался от днища и разворачивался на 120-180°. Одновременно крыша резервуара обрушивалась на днище, а реактивная сила потока отбрасывала развернутый корпус резервуара с фундамента в противоположную от истечения жидкости сторону. Как правило, такие аварии происходили зимой при низких температурах.

Для наземных резервуаров с нефтепродуктами наиболее опасным фактором является гидродинамическая авария с образованием волны прорыва. Нормативное обвалование не рассчитано на гидростатическое удержание вылившейся при мгновенной раз герметизации жидкости и часто не способно выдержать волну прорыва. Статистика распределения разрушения резервуаров в зависимости от их объема по России за период с 1960 г. по 1995 г. представлена на графике:

Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости

Объем резервуара.

Согласно статистике трубопроводы могут разрушаться из-за дефектов сварки при приложении нагрузки выше предела текучести.

Риск возникновения частичной и полной разгерметизации оборудования на Томской перевалочной нефтебазе ООО «Томск - Терминал» достаточно велик, хотя руководство Общества систематически принимает меры по контролю и поэтапной замены изношенного оборудования.

Прогнозирование возможных разливов нефтепродуктов в составе настоящего Плана выполнено в соответствии с руководящими материалами, перечисленными выше в подразделе «Общие положения».

Для оценки тяжести аварийных ситуаций рассмотрены возможные аварии на каждой со­ставляющей объекта.

Максимально возможный объем разлившихся нефтепродуктов для составляющих при возможных аварийных ситуациях согласно вышеперечисленным нормативным документам составляет:

для железнодорожной сливной эстакады - 50% общего V цистерн, подающихся под слив;

для пунктов автомобильного слива и налива – 100 % объема одной автоцистерны;

для резервуарных парков - 100% объема максимального резервуара;

для насосного оборудования - объем, вытекший через торцевые уплотнения или разрушенный узел за время перекрытия потока;

для технологических трубопроводов при порыве труб - 25% от максимального объема прокачки в течение времени перекрытия потока плюс объем продукта между запорными задвижками на порванном участке трубопровода.

Этот максимальный объем превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 №156.

Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования, включая инициирующее событие, аварийного процесса, создавшейся ЧС, потерь при аварии, включая специфические количественные характеристики, пространственные и временные параметры и причинные связи событий аварий.

Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития при сочетании определенных условий, может быть приостановлена (локализована) или перейти на более высокий уровень.

Инициирующие события аварии с нефтепродуктами на данном объекте, в основном, связаны с:

отказами эксплуатирующегося оборудования, трубопроводов с расположенными на них запорной арматурой, фланцевыми и др. соединениями; систем заземления и отвода атмосферного электричества, приборов и устройств контроля и автоматики и т.п.;

человеческим фактором — ошибками персонала при проведении тех или иных операций, нарушениями техники безопасности при осуществлении ремонта оборудования, огневых или
других работ, связанных с применением открытого огня, искрообразующего инструмента, курении в неположенных местах и т.п.;

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

Возникновение инициирующих событий приведет к выбросу опасного вещества на подстилающую поверхность. Дальнейшее развитие аварии зависит от свойств продуктов, наличия или отсутствия источника воспламенения и аварийной вентиляции, действий персонала и аварийно-спасательных служб по ликвидации разлива и т.п.

Основные сценарии аварий на объекте можно объединить в 3 вида типовых сценариев:

Со – разгерметизация оборудования, трубопроводов с выбросом нефтепродуктов (основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды);

C1 - испарение паро-газовой фазы бензина с поверхности пролива, формирование облака топливо-воздушной смеси бензина и его воспламенение (основной поражающий фактор - ударная волна);

С2 - воспламенение и пожар пролива горючих нефтепродуктов (основной поражающий фак­тор - тепловое излучение).

В качестве расчетных данных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта на составляющих ТПНБ.

Примечание: Расшифровка обозначения сценариев:

первая позиция: вид аварии (Со - сценарий разлива без взрыва и пожара; С1 - разлив с последующим взрывом; С2 - разлив с последующим пожаром);

вторая позиция: вид оборудования (Е - емкость, резервуар; ЖЦ - железнодорожная цистерна, АЦ -автоцистерна);

третья позиция: характер разлива (обв - в обвалование, ев - свободное, др - с дрейфом облака ТВС).


Составляющая

Наиболее опасное

оборудование составляющей

Опасное вещество

Сценарий

Описание сценария

Парк светлых НП

Краткая характеристика: Резервуарный парк НП

Краткая характеристика обвалования: Размеры

35,5х137х1,5 м., общий периметр-345 м., стенки обвалования -3 м, площадь обвалования – 4863,5 м2

РВС-3000

Бензин

Со – Е - св

гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС-3000—>мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина -> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении + источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С1 – Е – огр, др

Полная разгерметизация РВС-3000 в обвалование —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина—> испарение пролива, образованием облака ТВС —>дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении + источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С1 – Е – огр

Полная разгерметизация РВС-3000 в обвалование —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина—> испарение пролива, образованием облака ТВС —>дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении + источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С1 – Е – св, др

гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина -> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении + источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С1 – Е – св

гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000—> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина испарение пролива, образованием облака ТВС+ источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С2 – Е – огр

Полная разгерметизация РВС-3000 в обвалование —> образование пролива бензина + источник зажигания —> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Бензин

С2 – Е – св

гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерме­тизации емкости РВС-3000 —> образование свободного разлития бензина + источник зажигания —> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Ж/д эстакада слива НП

Краткая характеристика: На эстакаде производится слив бензина и дизельного топлива. Эстакада имеет 10 сливных устройств. Одновременно могут сливаться 1-10 ж/д цистерн. Годовой объем принимаемых светлых НП - около 68496 т.

ж/д цистерна

Бензин

Со – ЖЦ - св

Полная разгерметизация ж/д цистерны —> образование свободного разлития бензина —> экологическое загрязнение земли, воздуха.

Бензин

С1 – ЖЦ – св, др

Полная разгерметизация ж/д цистерны —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина -> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении + источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С1 – ЖЦ – св

Полная разгерметизация ж/д цистерны —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива,, образование облака ТВС+ источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С2 – ЖЦ – св

Полная разгерметизация ж/д цистерны —> образование пролива бензина на МНЭ + источник зажигания —> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Автомобильная эстакада

Кратка Краткая характеристика:

На эстакаде производится налив бензина и дизельного топлива. Эстакада на 7 постов. Одновременно могут сливаться 1-7 автоцистерн. В год отпуск НП осуществляется в 8500 автоцистерн.

автоцистерна

Бензин

Со – АЦ - св

Полная разгерметизация автоцистерны —> образование свободного разлития бензина —> экологическое загрязнение земли, воздуха

Бензин

С1 – АЦ – св

Полная разгерметизация автоцистерны —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива,, образование облака ТВС+ источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Бензин

С2 – АЦ – св

Полная разгерметизация автоцистерны —> образование пролива бензина на МНЭ + источник зажигания —> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Насосная светлых НП

Краткая характеристика:

Площадь насосной 30м2. На объекте отсутствует автоматическая блокировка предотвращающая аварийные разливы

насос

Бензин

Со – Н - огр

Полная разгерметизация насоса —> образование разлития бензина в помещении насосной —> экологическое загрязнение воздуха

Бензин

С1 – Н - огр

Полная разгерметизация насоса —> образование пролива бензина в насосной—> испарение пролива бензина с образованием облака ТВС+ источник зажигания—> взрыв облака ТВС в насосной —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений

Бензин

С2 – Н - огр

Полная разгерметизация насоса —> образование пролива бензина в насосной + источник зажигания—> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Трубопровод

Кратка Краткая характери­стика:

Диаметр – 200 мм

Трубопровод

Бензин

Со – Т - св

Полная разгерметизация трубопровода —> образование свободного разлития бензина —> экологическое загрязнение земли, воздуха

Бензин

С1 – Т – св

Полная разгерметизация трубопровода —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива,, образование облака ТВС+ источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной

Бензин

С2 – Т – св

Разрыв трубопровода —> образование пролива бензина+ источник зажигания—> воспламенение пролива —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением

Томский ШПЗ.

В случае растекания нефти по открытой местности площадь разлива определяется исходя из предположения, что в любой момент времени пролившаяся жидкость имеет форму плоской круглой лужи постоянной толщины.

Площадь разлива на открытой местности (незащищенный рельеф) при свободном растекании определяется по формуле:

где:

S – площадь, м2;

D – диаметр пятна разлива (м), определяемый по формуле:

V – объем нефтепродукта, м3 .

Резервуарные парки производственных площадок нефтебазы имеет обвалование, объем которого, согласно СНиП 2.11.03.93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», а также других действующих нормативных документов и правил соответствует, как минимум 100% объема резервуара наибольшей вместимости. Объем обвалования резервуарного парка рассчитан исходя из площади и высоты обвалований. На основе полученных данных сделан вывод, что при разгерметизации резервуаров хранения разливы нефтепродуктов не будут распространяться за пределы обвалования резервуарного парка. Площадь разлития в этом случае будет соответствовать площади обвалования резервуарного парка.

При мгновенном разрушении резервуаров, вследствие гидравлического удара, возможен порыв стенки обвалования. Разлив нефти за пределами обвалования резервуарного парка будет распространяться по территории производственной площадки. Пролив нефти по территории производственной площадки будет распространяться, ограничиваясь зданиями и сооружениями, расположенными на территории производственной площадки.

Максимально возможные объемы и площади разливов нефти:

Технологический блок, оборудование

Наименование опасного вещества

Наименование технологического блока

Наименование оборудования,

№ на схеме

Кол-во ед. (шт.)

Количество опасного вещества в единице оборудования, т

Площадь разлива,

м²

Участок светлых нефтепродуктов

Резервуарный парк

Резервуары

3

Антисептик

1900

40023,7

1

Антисептик

950

19995,6

Внутрицеховые трубопроводы

Внутрицеховые трубопроводы

(2 % от общего количества в аппаратах

-

Антисептик

128,8

3 016

-

Дизельное топливо

43,4

719

Железнодорожная эстакада

Железнодорожная цистерна

5

Бензин, дизельное топливо, ЖТК

60х5=300

50% - 150

2 551

Автомобильная

эстакада

Автоцистерна

4

Бензин, дизельное топливо

9,6

160

2.2.3. Границы зон ЧС (Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти и нефтепродуктов

Перечень моделей и методов расчета, применяемых при оценке риска.

Для количественной оценки риска объектов ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК использовались следующие методики:

Наименование используемых моделей и методов

Комментарии

1.

Методика оценки последствий аварии на пожаровзрывоопасных объектах, М., МЧС РФ, 1994 г

Для определения количества продукта, выделившегося при разгерметизации, оценки последствий теплового воздействия при пожаре, оценки количества погибших.

2.

Общие правила взрывобезопасности для пожаровзрывоопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, ПБ-09-540-03, утвержденные Пост. Госгортехнадзора России от 05.05.2003г. №29, с изм. №1 (ПБИ 09-510 (170)-02)

Для определения потенциалов взрывоопасности и количеств опасных веществ, участвующих в аварии и в создании поражающих факторов.

3.

Программа «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей», НТЦ «Промышленная безопасность», 2001г.

Для определения вероятности аварийных ситуаций

4.

А.Н.Елохин, «Анализ и управление риском: теория и практика», М., ЗАО «Индустриальный риск», 2002г., изд. ПолиМЕдиа

Для определения вероятности реализации сценариев

5.

Методические рекомендации по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта. РД 03-357-00

Для определения вероятности реализации сценариев

6.

Справочно-расчетная система «ПВ-Безопасность», ф. «ТехноСофт», 1991-1999г.г., свидетельство ГГТН России №04-35/283

Оценка энергетических потен­циалов взрывоопасности и количества испарившегося продукта

7.

ГОСТ 27310-95 «Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения»

Для анализа видов, последствий и критичности отказов.

8.

Анализ дерева неполадок, стандарт МЭК, 1994г

Для анализа дерева неполадок

9.

Пожарная безопасность. Общие требования. ГОСТ 12.1.004-91

Определение вероятности возникновения пожаров, интенсивности отказа элементов.

10.

Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. ГОСТ Р 12.3.047-98.

Для анализа рисков и выполне­ния расчетов зон поражения тепловым излучением.

11.

Отраслевое руководство по анализу и управле­нию риском, связанным с техногенным воздействием на человека и окружающую среду при сооружении и эксплуатации объектов нефтедобычи, транспорта, хранения и переработке углеводородного сырья с целью повышения их надежности и безопасности.

Для анализа рисков.

12.

Безопасность труда в промышленности, 1999г., №11, с.33-35.

Для анализа рисков.

13.

Guidelines for quantitative risk assessment, Purple Book, The Hague, 1999.

Для определения частот аварий.

14.

Методика определения предотвращенного экологического ущерба, утверждена Председателем Госкомитета РФ по охране окружающей среды 30.11.1999г.

Для определения ущерба от аварий.

ТЭЦ-3.

Границы зон ЧС (Н) - границы территории, на которой сложилась обстановка, обусловленная разливом нефти и нефтепродуктов, которая повлекла или может повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные потери материальных ценностей и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Границы зон возможных ЧС (Н) на объектах ТЭЦ-3 определяются границами зон действия поражающих факторов при возникновении аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

Основными поражающими факторами при чрезвычайных ситуациях, обусловленных разливами нефтепродуктов, могут являться:

отрицательное воздействие нефти и нефтепродуктов на окружающую природную среду (ОПС) или загрязнение ОПС;

токсическое воздействие на человека;

тепловое излучение при возгорании нефти и нефтепродуктов;

воздушная ударная волна при взрыве паровоздушной смеси образовавшейся при разливе нефти и нефтепродуктов.

Практика ликвидации аварий и выполненные исследования показывают, что паровоздушные смеси взрывоопасной концентрации при разливах на открытой поверхности образуются в небольшом слое непосредственно над зеркалом разлития и могут служить лишь для инициирования воспламенения разлитых нефтепродуктов при наличии источника воспламенения.

При авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов, вредное воздействие на эксплуатационный персонал и население могут оказывать пары нефтепродуктов, а при пожарах - продукты сгорания: оксиды углерода, оксиды азота, диоксид серы, сажа.

Учитывая кратковременность воздействия этих веществ только в период ликвидации аварий, рассеивание образующихся вредных веществ и соблюдение правил безопасности, токсическое воздействие, как поражающий фактор, также не рассматривается.

Результаты оценки вероятности возникновения аварийных разливов нефтепродуктов и вероятности возникновения вторичных ЧС.

На основании обобщения и анализа, опубликованных в различных источниках данных частоты реализации инициирующих событий, которые в дальнейшем могут привести к разрушению резервуаров хранения нефтепродуктов:

Причины разрушений

Частота 1/год

Металлический резервуар с нефтепродуктами наземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва, неравномерности просадки оснований фун­даментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,5510-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

2,8510-5

Коррозия

2,0010-5

Воздействие высоких температур при пожарах

1,4210-5

Диверсионный акт

0,2810-5

Металлический резервуар подземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефек­тах сварного шва, неравномерности просадки оснований фун­даментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,551 0-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

510-5

Коррозия

4,0010-5

Значения частот инициирующих событий

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

Основная опасность, исходящая от резервуаров с нефтепродуктами и приводящая к катастрофическим последствиям с большим материальным ущербом и гибелью людей, связана с возможностью полного разрушения резервуара и формированием гидродинамической волны прорыва.

Процесс разрушения резервуара чрезвычайно быстрый, а ударная сила образовавшейся волны прорыва достаточно велика.

Нормативное обвалование, рассчитанное на гидростатическое удержание вылившейся жидкости, под воздействием гидродинамического потока в 49 % случаев разрушалось или промывалось, а в 29 % - поток перехлестывал через него (Швырков С.А., Семиков В.Л., Швырков А.Н.).

Анализ статистических данных разрушений резервуаров // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. -1996. - Вып. 5. - С. 39-50.].

Как следствие, жидкость растекалась по прилегающей территории на площади от нескольких десятков до сотен тысяч квадратных метров.

Статистика распределения разрушения резервуаров в зависимости от их объема по России за период с 1960 г. по 1995 г. представлена на графике:

Частота реализации инициирующих событий для металлического наземного резервуара согласно статистическим данным (А. Н. Елохин, «Анализ и управление риском: теория и практика», М., ЗАО «Индустриальный риск», 2002г., изд. ПолиМЕдиа) составляет F = 1,510-4 1/год (частичное разрушение), F = l,5 l0-6 1/год (полное разрушение).

Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости

Частота полного разрушения трубопроводов (с учетом приблизительной оценки длины технологических трубопроводов) составляет F = 2,510-4 1/год, частичного разрушения технологических трубопроводов F= 2,210-3 1/год.

Таким образом, наиболее вероятными авариями на объекте, приводящими к разливу нефтепродуктов, являются частичные разгерметизации трубопроводов.

Масштабы разливов при таких авариях незначительны.

Вероятность реализации вторичных аварий при разливе нефтепродуктов: воспламенение пролива -0,2; вероятность взрыва первичного облака ТВС -0,05.

В соответствии с «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-605-03 Госгортехнадзора России резервуары в зависимости от вместимости и места расположения подразделяются на 3 класса:

Класс I - объемом 5000 м3 и более, расположенные у берегов рек, крупных водоемов и в черте городской застройки, а также объемом 10000 м3 и более - особо опасные;

Класс II - объемом от 5000 до 10000 м3 - повышенной опасности;

Класс III - объемом от 100 до 5000 м3 - опасные.

Как видно из приведенной выше классификации, которая характеризует степень опасности резервуаров с нефтепродуктами, на ТЭЦ-3 резервуары относятся к III классу опасности.

Вероятность максимальных разливов:

Наименование показателя

Производственная площадка объекта

резервуарный

парк НП

склад топлива

технологический трубопровод

Насосное оборудование

Подземное или наземное оборудование

наземное

подземное

наземное

наземное

Вероятность возникновения максимального разлива

1,5 х 10-6

1,1 х 10-7

2,5 х 10-4

1,0 х 10-4

Возможность попадания в водную акваторию

-

-

-

-

ГРЭС-2.

Границы зон ЧС (Н) - границы территории, на которой сложилась обстановка, обусловленная разливом нефти и нефтепродуктов, которая повлекла или может повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные потери материальных ценностей и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Границы зон возможных ЧС (Н) на объектах ГРЭС-2 определяются границами зон действия поражающих факторов при возникновении аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

Основными поражающими факторами при чрезвычайных ситуациях, обусловленных разливами нефтепродуктов, могут являться:

отрицательное воздействие нефти и нефтепродуктов на окружающую природную среду (ОПС) или загрязнение ОПС;

токсическое воздействие на человека;

тепловое излучение при возгорании нефти и нефтепродуктов;

воздушная ударная волна при взрыве паровоздушной смеси образовавшейся при разливе нефти и нефтепродуктов.

Практика ликвидации аварий и выполненные исследования показывают, что паровоздушные смеси взрывоопасной концентрации при разливах на открытой поверхности образуются в небольшом слое непосредственно над зеркалом разлития и могут служить лишь для инициирования воспламенения разлитых нефтепродуктов при наличии источника воспламенения. При авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов, вредное воздействие на эксплуатационный персонал и население могут оказывать пары нефтепродуктов, а при пожарах - продукты сгорания: оксиды углерода, оксиды азота, диоксид серы, сажа. Учитывая кратковременность воздействия этих веществ только в период ликвидации аварий, рассеивание образующихся вредных веществ и соблюдение правил безопасности, токсическое воздействие, как поражающий фактор, также не рассматривается.

Результаты оценки вероятности возникновения аварийных разливов нефтепродуктов и вероятности возникновения вторичных ЧС.

На основании обобщения и анализа опубликованных в различных источниках данных частоты реализации инициирующих событий, которые в дальнейшем могут привести к разрушению резервуаров хранения НП:

Причины разрушений

Частота 1/год

Металлический резервуар с нефтепродуктами наземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва, неравномерности просадки оснований фундаментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,5510-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

2,8510-5

Коррозия

2,0010-5

Воздействие высоких температур при пожарах

1,4210-5

Диверсионный акт

0,2810-5

Металлический резервуар подземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва, неравномерности просадки оснований фундаментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,551 0-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

510-5

Коррозия

4,0010-5

Значения частот инициирующих событий

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

Основная опасность, исходящая от резервуаров с нефтепродуктами и приводящая к катастрофическим последствиям с большим материальным ущербом и гибелью людей, связана с возможностью полного разрушения резервуара и формированием гидродинамической волны прорыва. Процесс разрушения резервуара чрезвычайно быстрый, а ударная сила образовавшейся волны прорыва достаточно велика. Нормативное обвалование, рассчитанное на гидростатическое удержание вылившейся жидкости, под воздействием гидродинамического потока в 49 % случаев разрушалось или промывалось, а в 29 % - поток перехлестывал через него [Швырков С.А., Семиков В.Л., Швырков А.Н. Анализ статистических данных разрушений резервуаров // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. -1996. - Вып. 5. - С. 39-50.]. Как следствие, жидкость растекалась по прилегающей территории на площади от нескольких десятков до сотен тысяч квадратных метров.

Статистика распределения разрушения резервуаров в зависимости от их объема по России за период с 1960 г. по 1995 г. представлена на графике:

Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости

Частота реализации инициирующих событий для металлического наземного резервуара согласно статистическим данным (А. Н. Елохин, «Анализ и управление риском: теория и практика», М., ЗАО «Индустриальный риск», 2002г., изд. ПолиМЕдиа) составляет F = 1,510-4 1/год (частичное разрушение), F = l,5 l0-6 1/год (полное разрушение).

Частота полного разрушения трубопроводов (с учетом приблизительной оценки длины технологических трубопроводов) составляет F = 2,510-4 1/год, частичного разрушения технологических трубопроводов F= 2,210-3 1/год.

Таким образом, наиболее вероятными авариями на объекте, приводящими к разливу нефтепродуктов, являются частичные разгерметизации трубопроводов. Масштабы разливов при таких авариях незначительны.

Вероятность реализации вторичных аварий при разливе нефтепродуктов: воспламенение пролива -0,2; вероятность взрыва первичного облака ТВС -0,05.

В соответствии с «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-605-03 Госгортехнадзора России резервуары в зависимости от вместимости и места расположения подразделяются на 3 класса:

Класс I - объемом 5000 м3 и более, расположенные у берегов рек, крупных водоемов и в черте городской застройки, а также объемом 10000 м3 и более - особо опасные;

Класс II - объемом от 5000 до 10000 м3 - повышенной опасности;

Класс III - объемом от 100 до 5000 м3 - опасные.

Как видно из приведенной выше классификации, которая характеризует степень опасности резервуаров с нефтепрдуктами, на ГРЭС-2 резервуары относятся к III классу опасности.

Вероятность максимальных разливов:

Наименование показателя

Производственная площадка объекта

Резервуарный

парк НП

Склад топлива

Технологический трубопровод

Насосное оборудование

Подземное или наземное оборудование

наземное

подземное

наземное

наземное

Вероятность возникновения максимального разлива

1,5 х 10-6

1,1 х 10-7

2,5 х 10-4

1,0 х 10-4

Возможность попадания в водную акваторию

-

-

-

-

ПРК.

Границы зон ЧС (Н) - границы территории, на которой сложилась обстановка, обусловленная разливом нефти и нефтепродуктов, которая повлекла или может повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные потери материальных ценностей и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Границы зон возможных ЧС (Н) на объектах ПРК определяются границами зон действия поражающих факторов при возникновении аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

Основными поражающими факторами при чрезвычайных ситуациях, обусловленных разливами нефтепродуктов, могут являться:

отрицательное воздействие нефти и нефтепродуктов на окружающую природную среду (ОПС) или загрязнение ОПС;

токсическое воздействие на человека;

тепловое излучение при возгорании нефти и нефтепродуктов;

воздушная ударная волна при взрыве паровоздушной смеси образовавшейся при разливе нефти и нефтепродуктов.

Практика ликвидации аварий и выполненные исследования показывают, что паровоздушные смеси взрывоопасной концентрации при разливах на открытой поверхности образуются в небольшом слое непосредственно над зеркалом разлития и могут служить лишь для инициирования воспламенения разлитых нефтепродуктов при наличии источника воспламенения.

При авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов, вредное воздействие на эксплуатационный персонал и население могут оказывать пары нефтепродуктов, а при пожарах - продукты сгорания: оксиды углерода, оксиды азота, диоксид серы, сажа.

Учитывая кратковременность воздействия этих веществ только в период ликвидации аварий, рассеивание образующихся вредных веществ и соблюдение правил безопасности, токсическое воздействие, как поражающий фактор, также не рассматривается.

Результаты оценки вероятности возникновения аварийных разливов нефтепродуктов и вероятности возникновения вторичных ЧС.

На основании обобщения и анализа, опубликованных в различных источниках данных частоты реализации инициирующих событий, которые в дальнейшем могут привести к разрушению резервуаров хранения нефтепродуктов:

Причины разрушений

Частота 1/год

Металлический резервуар с нефтепродуктами наземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва, неравномерности просадки оснований фундаментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,5510-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

2,8510-5

Коррозия

2,0010-5

Воздействие высоких температур при пожарах

1,4210-5

Диверсионный акт

0,2810-5

Металлический резервуар подземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва, неравномерности просадки оснований фундаментов, при скоплении большого числа сварных швов в отдельных узлах.

8,551 0-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

510-5

Коррозия

4,0010-5

Значения частот инициирующих событий

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 . 10-6

Разгерметизация насосов

1,0 . 10-3

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 . 10-6

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,0 . 10-7

Основная опасность, исходящая от резервуаров с нефтепродуктами и приводящая к катастрофическим последствиям с большим материальным ущербом и гибелью людей, связана с возможностью полного разрушения резервуара и формированием гидродинамической волны прорыва.

Процесс разрушения резервуара чрезвычайно быстрый, а ударная сила образовавшейся волны прорыва достаточно велика.

Нормативное обвалование, рассчитанное на гидростатическое удержание вылившейся жидкости, под воздействием гидродинамического потока в 49 % случаев разрушалось или промывалось, а в 29 % - поток перехлестывал через него (Швырков С.А., Семиков В.Л., Швырков А.Н.).

Анализ статистических данных разрушений резервуаров // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. -1996. - Вып. 5. - С. 39-50.]

Как следствие, жидкость растекалась по прилегающей территории на площади от нескольких десятков до сотен тысяч квадратных метров.

Статистика распределения разрушения резервуаров в зависимости от их объема по России за период с 1960 г. по 1995 г. представлена на графике:

Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости

Частота реализации инициирующих событий для металлического наземного резервуара согласно статистическим данным (А. Н. Елохин, «Анализ и управление риском: теория и практика», М., ЗАО «Индустриальный риск», 2002г., изд. ПолиМЕдиа) составляет F = 1,510-4 1/год (частичное разрушение), F = l,5 l0-6 1/год (полное разрушение).

Частота полного разрушения трубопроводов (с учетом приблизительной оценки длины технологических трубопроводов) составляет F = 2,510-4 1/год, частичного разрушения технологических трубопроводов F= 2,210-3 1/год.

Таким образом, наиболее вероятными авариями на объекте, приводящими к разливу нефтепродуктов, являются частичная разгерметизация трубопроводов.

Масштабы разливов при таких авариях незначительны.

Вероятность реализации вторичных аварий при разливе нефтепродуктов: воспламенение пролива -0,2; вероятность взрыва первичного облака ТВС -0,05.

В соответствии с «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-605-03 Госгортехнадзора России резервуары в зависимости от вместимости и места расположения подразделяются на 3 класса:

Класс I - объемом 5000 м3 и более, расположенные у берегов рек, крупных водоемов и в черте городской застройки, а также объемом 10000 м3 и более - особо опасные;

Класс II - объемом от 5000 до 10000 м3 - повышенной опасности;

Класс III - объемом от 100 до 5000 м3 - опасные.

Как видно из приведенной выше классификации, которая характеризует степень опасности резервуаров с НП, на объектах СП ПРК резервуары относятся к III классу опасности.

Вероятность максимальных разливов:

Наименование показателя

Производственная площадка объекта

Резервуарный

парк НП

Склад топлива

Технологический трубопровод

Насосное оборудование

Подземное или наземное оборудование

наземное

подземное

наземное

наземное

Вероятность возникновения максимального разлива

1,5 х 10-6

1,1 х 10-7

2,5 х 10-4

1,0 х 10-4

Возможность попадания в водную акваторию

-

-

-

-

ТНПБ.

Результаты оценки вероятности возникновения АРН и вероятности возникновения вторичных ЧС.

На основании обобщения и анализа опубликованных в различных источниках данных частоты реализации инициирующих событий, которые в дальнейшем могут привести к разрушению резервуаров хранения нефтепродуктов:

Причины разрушений

Частота 1/год

Металлический резервуар с нефтепродуктами наземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефектах сварного шва. неравномерности просадки оснований фун­даментов, при скоплении большого числа сварных швов в от­дельных узлах.

8.55x10-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

2.85x10-5

Коррозия

2.00x10-5

Воздействие высоких температур при пожарах

1.42x10-5

Диверсионный акт

0.28x10-5

Металлический резервуар подземный

Механические разрушения при износе конструкций, при дефек­тах сварного шва, неравномерности просадки оснований фун­даментов, при скоплении большого числа сварных швов в от­дельных узлах.

8,55x1 0-5

Хрупкое разрушение при низких температурах

5x10-5

Коррозия

4,00x10-5

На основании данных таблицы была определена частота возникновения инициирующих событий разрушения металлического наземного резервуара - F= 1,5х10-4 1/год (частичное разрушение), F=l,5x l0-6 1/год (полное разрушение).

Частота реализации инициирующих событий для ж/д и автоцистерн согласно статисти­ческим данным (А. Н. Елохин, «Анализ и управление риском: теория и практика», М., ЗАО «Индустриальный риск», 2002г., изд. ПолиМЕдиа):

разрыв (разгерметизация ) автоцистерны –1,9 . 10-5 1/год;

разрыв (разгерметизация ) ж/д цистерны –3,6 . 10-6 1/год.

Для ТПНБ частота возникновения раз герметизации железнодорожных и автоцистерн (с учетом времени пребывания цистерн на сливной эстакаде объекта):

с бензином на территории ж/д эстакады слива НП (1427 цистерны в год) F=3,6x l0-6 1/год;

с бензином и ДТ на территории эстакады налива НП (8500 АЦ в год), F=1,9x10-5 1/год;

Как показывает статистика, наиболее вероятными авариями с разливом нефтепродуктов на объектах с обращающимися нефтепродуктами являются частичные раз герметизации трубопроводов и срыв временных соединений при наливе сливе нефтепродуктов. Частота возникновения инициирующего события «частичное разрушение трубопровода» с диаметром менее 20" - 4,5х10-6 1/м-год, инициирующего события «срыв шланга или другого временного соединения» -10-2 (по данным кн. «Теория и практика анализа риска в газовой промышленности» B.C.Сафонов, Г.Э. Одишария, А.А. Швыряев, М, 1996г).

Для ТПНБ частота полного разрушения трубопроводов (с учетом приблизительной оценки длины технологических трубопроводов) - 9,6х10-4 1/год, частичного раз­рушения технологических трубопроводов - 8,6х 10-3 1/год; частота срыва временных соединений при сливе-наливе НП - 5,7х10-3 1/год (определялась исходя из количества операций с использованием временных соединений за год и максимального времени опорожнения железнодорожной цистерны – (120 мин).

Таким образом, наиболее вероятными авариями на объекте, приводящими к разливу нефтепродуктов, являются частичные разгерметизации трубопроводов. Масштабы разливов при таких авариях незначительны.

Вероятность реализации вторичных аварий при разливе нефтепродуктов: воспламенение пролива -0,2; вероятность взрыва первичного облака ТВС -0,05.

В соответствии с «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-605-03 Госгортехнадзора России (заменивших ПБ 03-381-00) резервуары в зависимости от вместимости и места расположения подразделяют­ся на 3 класса:

Класс I - объемом 5000 м3 и более, расположенные у берегов рек, крупных водоемов и в
черте городской застройки, а также объемом 10000 м3 и более - особо опасные;

Класс II - объемом от 5000 до 10000 м3 - повышенной опасности;

Класс III - объемом от 100 до 5000 м3 - опасные.

Как видно из приведенной выше классификации, которая характеризует степень опасности резервуаров с нефтепродуктами, на ТПНБ резервуар III класса опасности, разгерметизация которого представляет собой опасность для персонала объекта, соседних предприятий, окружающей среды и незначительной угрозе населению г. Томска, что подтверждает необходимость специальной разработки ПЛРН ТНПБ.

Представляется целесообразным в будущем с учетом финансовых возможностей ТНПБ провести дополнительное обследование состояния резервуаров на основе дополнительных рекомендаций и требований ПБ 03-605-03.

Максимально возможный разлив.

Исходя из анализа количества нефтепродуктов в оборудовании нефтебазы, был определен максимально возможный выброс нефтепродуктов по производственным площадкам объекта:

Наименование показателя

Производственная площадка объекта

Резервуарный

парк НП

Ж/д эстакада слива НП

Насосная НП

Автоналивная эстакада

Максимально возможный разлив нефти

бензин

бензин

бензин

бензин

Подземное или наземное оборудование

наземное

наземное

наземное

наземное

Вероятность возникновения максимального разлива

1,5 х 10-6

3,6 х 10-6

1,0 х 10-4

1,9 х 10-5

Возможность попадания в водную акваторию

_

_

_

_

Таким образом, наибольший объем выброса опасного вещества будет при аварии: гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000.

Рассмотрение данных таблицы показывает, что вероятность возникновения максимального разлива больше нормативной величины 10-6 , считающейся приемлемой величи­ной для РФ (ГОСТ 12.1.010-76).

Результаты расчета размеров нефтяного пятна.

Зоны аварийных разливов нефтепродуктов определены в соответствии с:

Рекомендациями, приведенными в статье С.А. Швыркова и др. «Анализ статистических данных разрушений резервуаров», ж. «Проблемы безопасности при аварийных ситуациях», № 5, стр. 39-50, 1996г.;

«Руководством по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках» ГУПС МВД РФ;

«Рекомендациями по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории» ВНИИПО МВД РФ.

Точный расчет размеров нефтяного пятна и характер его поведения производился на ос­нове имеющихся методик конкретно для объекта и типа разлива.

Модели разливов на суше учитывают данные по рельефу, грунтам, характеристикам опасного вещества, от которых зависит растекание по поверхности земли, дисперсия и испаре­ние нефти. Данные модели учитывают следующие явления:

растекание нефтепродуктов;

инфильтрация нефтепродуктов в почвы и грунты;

испарение (выветривание) легких нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо);

локализация разлива в результате контакта с заграждением.

Оценка площади загрязнения земель.

Приведенные ниже обоснование и расчеты выполнены применительно к существующему положению дел на ТПНБ и требуют принятия дополнительных мер по повышению безопасности при разливе нефтепродуктов.

Согласно данным статьи С.А. Швыркова и др. («Анализ статистических данных разру­шений резервуаров», «Проблемы безопасности при аварийных ситуациях», №5, стр. 39-50, 1996г.) при полном разрушении наземного резервуара с нефтепродуктом. Характер истечения и взаимодействия возникающей в этом случае волны прорыва с обвалованием таков, что в 49% случаев разрушений резервуаров поток разрушал или промывал обвалование, а в 29% - пере­хлестывал через него. Это объясняется тем, что нормативное обвалование ранее рассчитыва­лось только на гидростатическое удерживание вылившейся жидкости, и оно не способно вы­полнять защитные функции при гидродинамическом истечении. Только в 13,8% случаев разру­шений резервуаров обвалование выполнило свои функции (истечение жидкости происходило из частично заполненных резервуаров, разрушившихся от внутреннего взрыва).

Прогнозируемая площадь растекания жидкости на местности при этом пропорциональна максимальному объему хранимой в резервуаре жидкости:

Наименование показателя

Производственная площадка объекта

Резервуарный

парк НП

Ж/д эстакада

слива НП

Автоналивная

эстакада

Насосная НП

Опасное вещество

бензин

бензин

бензин

бензин

Максимальная площадь разлития, м2

45000

4500

450

28

Максимальная площадь загрязнения земли, м2

31500

3150

315

0

Объём нефтенасыщенного грунта, м3

3150

315

31,5

0

Насыщенность грунта или объём НП, проникшего в грунт

1575

157,5

15,8

0

Далее приводится расчет прогнозируемого количества нефтепродукта, разлившегося на поверхности грунта и попавшего в грунт.

Нефтенасыщенность грунта или объем нефтепродукта, проникшего в грунт, определяется по соотношению: V инфильтрации (t) = K х Vгр

где: К - нефтеемкость грунтов, определяется видом и влажностью грунта, для ТПНБ принята K = 0,15 (гравийно-песчаный грунт, влажность = 40%);

Оценка площади загрязнения водных акваторий.

Водные акватории в зону аварийных разлитии нефтепродуктов в случае максимально возможных аварий на ТПНБ не попадают.

Томский ШПЗ.

За время эксплуатации склада на ШПЗ аварии и инциденты не зафиксированы.

Основным типом аварийных ситуаций на сливо-наливных терминалах нефтепродуктов является возникновение пожара и стойкое загрязнение окружающей ОПС.

Анализ статистических данных по разрушению резервуаров показал, что из числа разрушенных резервуаров 40% составляют резервуары клепаной конструкции или изготовленные из кипящих сталей. Половина всех разрушений приходится на резервуары, эксплуатируемые более 40 лет.

Распределение аварий по причинам их возникновения:

Причина аварии

Процент от общего количества аварий, %

Механическое разрушение

41

Ошибка оператора

20

Неизвестная причина

18

Нарушение процесса

8

Природные катастрофы

6

Ошибка проекта

4

Саботаж/Поджог

3

Причины разрушений резервуаров:

Причина аварии

Процент от общего количества аварий, %

Механическое разрушение при гидроиспытаниях, дефектах сварного шва, осадках основания фундамента, концентраций напряжений и др.

46,2

Хрупкое разрушение при низких температурах

15,4

Воздействие взрывной волны

15,4

Коррозия

10,8

Воздействие высоких температур при пожаре

7,7

Землетрясение

3,0

Диверсионный акт

1,5

Основные события, приводящие к аварии и образованию полей поражающих факторов, а также их вероятностный диапазон частот возникновения:

Вид инициирующего события

Частота события, год

1

Отказ регулятора давления

0.03

3

Разгерметизация трубопровода (1м)

4,5·10-6

4

Разгерметизация – разрыв трубопровода (1м)

5·10-7

5

Разгерметизация насосов

7·10-2 …1·10-3

6

Повреждение труб или вентилей в помещении насосного участка

7·10-7 …3·10-5

7

Разрушение стенки корпуса резервуара

1,161·10-4

7.1

Разрушение упорных соединений

0,678·10-4

7.2

Разрушение монтажных соединений

0,24·10-4

7.3

Разрушение вставок

0,192·10-4

7.4

Другие отказы

0,342·10-4

8

Утечка от разгерметизации резервуара с d=0.5-2.5 м

0.1·10-4

9

Разряды атмосферного электричества

0.2·10-4

10

Разряды статического электричества

1·10-4 …1·10-3

11

Фрикционные искры

5·10-4 …1·10-3

12

Открытое пламя и искры

5·10-4 …1·10-3

2.2.4. Ситуационные модели наиболее опасных ЧС (Н) в организациях и их социально-экономические последствия для персонала, населения и окружающей среды прилегающей территории

ТЭЦ-3.

На основе анализа вариантов разливов нефтепродуктов можно определить следующие модели возможных ЧС (Н):

Разрушение резервуара наибольшей емкости на резервуарной площадке мазутохозяйства, разлив 3000 м3 нефтепродуктов, разрушение резервуара наибольшей емкости на открытом складе маслохозяйства, разлив 70 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из железнодорожной цистерны разлив 60 м3 нефтепродуктов. Максимально возможный разлив нефтепродукта половины состава железнодорожных цистерн разлив 240 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из автомобильной цистерны разлив 6,5 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта в результате разгерметизации трубопроводов разлив 10,4 м3 нефтепродуктов.

Технология локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов указана в п. 3.2.4. настоящего Плана.

Эффективность сбора нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависит от времени начала операции и конкретных условий (метеорологических и гидрологических).

Значительная часть нефтяных углеводородов относится к высокотоксичным веществам.

Большинство этих соединений обладает свойством накапливаться в живых тканях, что вызывает необратимые патологические изменения в организме.

При неконтролируемом процессе горения в условиях недостатка кислорода активно идет процесс поликонденсации углеводородов, приводящий к образованию полиароматических соединений, таких, как 3,4-бензпирен – сильнейшего из существующих в природе канцерогенов.

Нефтепродукты вредны при вдыхании: Раздражается слизистая оболочка дыхательных путей, глаза, кожа. Обладает наркотическим действием.

При воздействии на организм - при вдыхании, при попадании на кожу и слизистую оболочку глаз, в органы пищеварения поражает органы, ткани и системы, особенно центральную нервную систему, кровь, печень, желудочно-кишечный тракт, сердечно-сосудистую систему, верхние дыхательные пути, легкие, кожные покровы, слизистую оболочку глаз.

При аварийном разливе нефтепродуктов возможны следующие виды ущерба окружающей среде:

загрязнение почвы;

загрязнение атмосферы парами и продуктами горения нефтепродуктов;

воздействие ударной волны на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду при взрыве резервуаров с нефтью;

тепловое воздействие взрыва и пожара на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду.

Экологический ущерб образуется за счет образования и необходимости размещения сверхлимитных твердых отходов - загрязненного грунта.

Потребуется рекультивация загрязненного грунта и уборка загрязненного снега в зимнее время.

Абсолютные объемы сброшенной нефтепродуктов при этом невелики, но, учитывая высокие нормативы платы за сбросы, сумма ущерба может оказаться значительной.

Дополнительным фактором, определяющим экологическую опасность объекта, является глубина зоны экстремально высокого (50 максимальных разовых ПДК) и повышенного (1 максимальная разовая ПДК) загрязнения атмосферного воздуха.

Существует возможность загрязнения поверхностных и подземных водных объектов.

Реальные затраты на локализацию и ликвидацию аварийных разливов должны быть рассчитаны и произведены в соответствии с фактически выполненными объемами работ.

Сценарий С-2. Разрушение обвалования, растекание нефтепродукта по территории.

Оценка времени растекания нефтепродуктов. На уровне инженерной оценки времени растекания нефти будем исходить из предположения, что "цилиндрический" слой жидкости, образовавшийся в результате квазимгновенного разрушения резервуара, растекается под действием только гравитационных сил:

Рис. Принцип расчета гравитационного растекания «цилиндрического» слоя жидкости

Скорость гравитационного растекания нефти dL /dt при квазимгновенном разрушении резервуара связана с текущей толщиной "цилиндрического" слоя жидкости h (L ) следующим соотношением;

(1)

где g - сила тяжести; h - минимальная толщина "цилиндрического" слоя жидкости.

Текущее значение толщины слоя h (L ) для данного объема растекающейся жидкости зависит от массы вещества, участвующего в аварии, его плотности при заданной температуре, текущего значения площади зеркала разлития и определяется из выражения

(2)

где Q - масса вещества, участвующего в аварии; r- плотность вещества; L - радиус зеркала разлития.

Минимальная толщина "цилиндрического" слоя жидкости для многотонных разлитий определяется видом вещества, структурой и рельефом подстилающей поверхности и может составлять от нескольких миллиметров до нескольких десятков сантиметров, с учетом пропитки грунта.

Из выражений (1) и (2) определим время растекания жидкости t (L ) до точки, расположенной на расстоянии L от аварийного резервуара

(3)

где r - радиус аварийного резервуара; L - максимальный радиус зеркала разлития при полном растекании НП по подстилающей поверхности до минимальной толщины слоя жидкости, принятой 10 см.

Характер изменения времени t (L ) и скорости dL /dt растекания гидродинамической волны прорыва НП до рассматриваемой точки территории для реальных параметров хранения НП и характеристик местности, показан на рис.:

Рис. Характер изменения времени t и скорости растекания v гидродинамической

волны прорыва НП до рассматриваемой точки территории.

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на топливопроводе, связанной с выбросом нефтепродукта из топливопровода в результате его полного раскрытия.

В данном сценарии рассматривается наиболее неблагоприятный вариант аварийной ситуации, связанный с полным разрывом трубопровода ("гильотинный разрыв").

Полная разгерметизация трубопровода возможна, как следствие сочетания усталостных явлений металла трубопровода и гидравлического удара.

Расчет массы нефтепродуктов, вылившихся из трубопровода, определяется как сумма массы пролива с момента повреждения до закрытия задвижек и массы пролива из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Масса НП m , кг, поступившего в окружающее пространство при расчетной аварии определяется по формуле

m=qtr

q - расход НП, определяемый в соответствии с технологическим регламентом в зависимости от давления в трубопроводе, его диаметра, температуры топливной среды и т.д., м3 ×с-1 ;

t- возможное время истечения нефтепродуктов – 5 мин (3 мин – время на реакцию оператора и до 2 мин время на истечение оставшегося нефтепродукта в трубе при длине отрезка трубопровода между задвижками не более 50 метров).

r - плотность НП, кг×м-3 .

Исходные данные:q=0,036 м3 ×с-1 ; t=300 сек; rмазут= 960 кг×м-3 , m=10370 кг.

В результате аварийного разлития возможно значительное загрязнение территории ТЭЦ-3.

С целью своевременной локализации аварийного разлива нефтепродуктов на территории объекта необходимо предусмотреть соответствующие инженерно-технические мероприятия.

Например: иметь запас грунта, который при возникновении аварии или ее угрозе можно оперативно переместить бульдозером и спланировать поперек потока нефтепродуктов (при необходимости).

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на сливной эстакаде, связанной с выбросом нефтепродукта из железнодорожной цистерны в результате ее частичного или полного разрушения.

Сценарий С-2(1). Частичная разгерметизация цистерны из-за образования сквозной трещины или отверстия в нижней части одной из цистерн вследствие усталостных явлений и (или) коррозии в металле корпуса (или в сварном шве) цистерны. Количество пролитого продукта будет зависеть от:

периода времени с начала пролива до начала обнаружения и принятия мер (быстрое подключение к сливному прибору и отключение других цистерн, стоящих на сливе с параллельной заделкой отверстия);

вязкости продукта;

емкости ж/д цистерны (60 м3 .).

При непринятии мер содержимое цистерны может полностью вылиться в количестве до 60 м3 с образованием площади разлива 270 м2 .

В случае принятия мер выльется около 1,6 м3 нефтепродукта.

В этом случае в соответствии с Приказом МПР РФ № 156 от 3.03.03 г. разлив нефтепродуктов не относится к чрезвычайной ситуации.

Сценарий С-2(2). Менее вероятная авария - полная разгерметизация железнодорожной цистерны вследствие ее схода с рельсов, опрокидывания и разлома корпуса при ударе о землю.

Это может произойти при неправильных действиях машиниста тепловоза, составителя поезда или неисправном состоянии пути.

По последствиям сценарий аналогичен сценарию С-2(1), но произойдет по времени не более 2 минут. Площадь разлива составит 270 м2 .

Сценарий С-2(3). Наименее вероятная, но наиболее опасная авария - внезапная разгерметизация половины состава (четыре цистерны) по аналогичным причинам сценария С-2(2). Количество пролитого нефтепродукта будет составлять 240 м3 .

Половина пролитого нефтепродукта от общего количества в составе допускается Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002г. № 240. Площадь разлива составит 1080 м2 .

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на АЗС АТХ СП ТЭЦ-3.

Сценарий С-2 (4). Срыв шланга на эстакаде налива. Вероятная причина: выход из строя узла крепления шланга к стояку.

Наиболее вероятные причины: неисправность автоматической блокировки, отключающей насос при достижении предельного уровня, и отсутствие контроля со стороны водителя автозаправщика. Объем вылива составит около 2 м3 .

Пролитый продукт по бетонному лотку сливается в нефтеловушку канализационной системы.

Сценарий С-2(5). Частичная разгерметизация цистерны автозаправщика.

Наиболее вероятные причины: образование сквозной трещины или отверстия вследствие усталостных явлений, последствий в результате вероятного ДТП или (и) коррозии в металле корпуса или в сварном шве цистерны.

В случае, если водитель будет рядом, пролив окажется незначительным - он даст команду на прекращение слива с цистерны, либо отключит насос сам.

Если же по каким-либо причинам это не будет сделано, то масштаб пролива может быть вплоть до оптимального объема, равного 6,5 м3 .

Сценарий С-2(6). Разгерметизация цистерны автозаправщика вследствие повышения давления внутри цистерны при нарушении работы дыхательного клапана (например, в зимнее время при примерзании его к седлу). В этом случае может вылиться оптимальный объем 6,5 м3 .

Фактическая площадь составит не более 20 м2 , так как продукт с асфальтированной площадки поступит в бетонный лоток, а оттуда в нефтеловушку канализационной системы.

Образование горящего разлития.

При горении нефтепродуктов примерно 20% разлившейся массы выбрасывается в атмосферу в виде поллютантов.

Горение сопровождается весьма сильной задымленностью всей территории ТЭЦ-3 по направлению ветра.

Из анализа приведенных статистических данных и частот инициирующих событий следует, что с наибольшей вероятностью разливы нефтепродуктов на ТЭЦ-3 могут произойти по причинам: отказа регуляторов давления, разгерметизации насосов, дефектов труб и брака строительно-монтажных работ.

Статистические данные по вероятности возникновения сценариев развития возможных аварий на объектах топливно-энергетического комплекса:

№№

п/п

Сценарий развития аварии

Вероятность

1.

Факельное горение

0,0574

2.

Образование огневого шара

0,0287

3.

Горение пролива вытекшей среды

0,7039

4.

Сгорание облака ТВС в детонационном режиме

0,0119

5.

Сгорание облака ТВС в дефлаграционном режиме

0,1689

6.

Безопасное рассеивание облака ТВС

0,0292

(Материалы шестой Всероссийской научно-практической конференции «Управление рисками чрезвычайных ситуаций»).

Из данных, приведенных в таблице видно, что наибольшую частоту реализации могут иметь сценарии, связанные с горением разлития нефтепродуктов и сгорания облака ТВС в дефлаграционном режиме.

В случае образования облака ТВС вероятность дальнейших событий будет в значительной степени определяться направлением перемещения облака ТВС по территории ТЭЦ-3 и за ее пределами, что в свою очередь определяется розой господствующих ветров в районе размещения площадки объекта.

При неблагоприятном развитии ЧС возможно возникновения пожара, при этом объект может оказаться в зоне сильной задымленности.

Сценарий С-3: Разрушение оборудования, растекание нефтепродукта по территории с возгоранием.

Так как нефтепродукты обладают взрывопожароопасностью, существует потенциальная опасность усугубления аварийной ситуации с разливом нефтепродуктов и перерастания ее в более опасную стадию - пожар разлития.

При этом помимо отрицательного экологического эффекта вероятным является появление значительных материальных и гуманитарных потерь вследствие возможной эскалации аварии за пределами объекта.

Основным поражающим фактором в данном случае будет термическое воздействие на людей и материальные объекты.

Зависимость последствий термического воздействия на человека от интенсивности излучения горящего разлития нефти:

Характер воздействия на человека

Интенсивность излучения, кВт/м2

Без негативных последствий в течение неограниченного времени

1,4

Безопасно для человека в брезентовой одежде

42

Непереносимая боль через 20 - 30 сек.

7,0

Ожог 1 степени через 15 - 10 сек.

Ожог 2 степени через 30 - 40 сек.

Непереносимая боль через 3 - 5 сек.

10,5

Ожог 1 степени через 6 - 8 сек.

Ожог 2 степени через 12 - 16 сек.

Летальный исход с вероятностью 50 % при длительном воздействии около 10 сек.

44,5

Сценарий С-3(1). Пожар разлития в обваловании резервуарного парка мазутохозяйства.

Интенсивность теплового излучения q, кВт/м2 , рассчитывается по формуле[ГОСТ Р 12.3.047-98]:

q = Ef · Fq · t,

где Ef — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2 ;

Fq — угловой коэффициент облученности;

t — коэффициент пропускания атмосферы, t = exp[ -7,0 · 10 -4 ( r - 0,5 d)]

Эффективный диаметр пролива d, м, рассчитывается по формуле: ,

где S — площадь пролива, м2 .

Высота пламени Н, м, рассчитывается по формуле: ,

где т — удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м · с);

rв — плотность окружающего воздуха, кг/м3 ;

g— ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2 .

Fq - угловой коэффициент облученности:,

где ,

где А = (h2 + + 1) / 2S1 ,

Sl = 2r/ d ( r— расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта),

h = 2 H/ d;

,

B = ( 1+S1 2 ) / ( 2S1 ),

Исходные данные для резервуарного парка мазутохозяйства:

Площадь обваловки S=138 х 43,4=5989,2 м2 . За вычетом площади двух резервуаров площадь для расчета интенсивности теплового излучения составит S=5989,2 -2283,5=5422,2 м2

m=0,04

Ef для мазута =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

118

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

80

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

65

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

55

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

51

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

46,5

Сценарий С-3(2). Пожар разлития в обваловании открытого склада масла.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=315 м2

m=0,04

Ef для масла =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

35

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

22,5

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

17,8

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

14

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

13,3

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

11,7

Сценарий С-3(3). Пожар разлития при разгерметизации технологического трубопровода.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=52 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

16,5

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

10

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

8,5

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

6,4

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

6

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

5

Сценарий С-3(4). Пожар разлития при разгерметизации ж/д цистерн.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации ж/д цистерны составляет S1 =270 м2 ;

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации половины ж/д состава составляет S2 =1080 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

(ж/д цистерна)

Радиус воздействия, м (1/2 состава)

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

32,8

60

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

21

39

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

16,5

31,2

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

13,5

26

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

12,3

23,7

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

10,5

21,2

Сценарий С-3(5). Пожар разлития при разгерметизации автоцистерны.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=29,3 м2

m=0,06

Ef =35

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

13,6

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

8

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

6

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

4,7

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

4,1

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

3,7

При организации и проведении работ по ликвидации аварийных разливов нефти, в обязательном порядке должно быть учтено, что:

1. Сторонние лица и персонал предприятия, оказавшийся в опасной зоне и не задействованный в ликвидации аварийного разлива нефти, должны быть эвакуированы на безопасное расстояние, согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

2. Технические средства и передвижные установки, мощности которых не используются в ликвидации РН, должны быть передислоцированы на безопасное расстояние, согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

ГРЭС-2.

На основе анализа вариантов разливов нефтепродуктов можно определить следующие модели возможных ЧС (Н):

Разрушение резервуара наибольшей емкости на резервуарной площадке мазутохозяйства, разлив 1000 м3 нефтепродуктов, разрушение резервуара наибольшей емкости на открытом складе ТМХ, разлив 71 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из железнодорожной цистерны разлив 60 м3 нефтепродуктов. Максимально возможный разлив нефтепродукта половины состава железнодорожных цистерн разлив 240 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из автомобильной цистерны разлив 6,5 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта в результате разгерметизации трубопроводов разлив 3,8 м3 нефтепродуктов.

Эффективность сбора нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависит от времени начала операции и конкретных условий (метеорологических и гидрологических).

Значительная часть нефтяных углеводородов относится к высокотоксичным веществам. Большинство этих соединений обладает свойством накапливаться в живых тканях, что вызывает необратимые патологические изменения в организме. При неконтролируемом процессе горения в условиях недостатка кислорода активно идет процесс поликонденсации углеводородов, приводящий к образованию полиароматических соединений, таких, как 3,4-бензпирен – сильнейшего из существующих в природе канцерогенов.

Нефтепродукты вредны при вдыхании: Раздражается слизистая оболочка дыхательных путей, глаза, кожа. Обладает наркотическим действием. При воздействии на организм - при вдыхании, при попадании на кожу и слизистую оболочку глаз, в органы пищеварения поражает органы, ткани и системы, особенно центральную нервную систему, кровь, печень, желудочно-кишечный тракт, сердечно-сосудистую систему, верхние дыхательные пути, легкие, кожные покровы, слизистую оболочку глаз.

При аварийном разливе нефтепродуктов возможны следующие виды ущерба окружающей среде:

загрязнение почвы;

загрязнение атмосферы парами и продуктами горения нефтепродуктов;

воздействие ударной волны на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду при взрыве резервуаров с нефтью;

тепловое воздействие взрыва и пожара на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду.

Экологический ущерб образуется за счет образования и необходимости размещения сверхлимитных твердых отходов - загрязненного грунта.

Потребуется рекультивация загрязненного грунта и уборка загрязненного снега в зимнее время. Абсолютные объемы сброшенной нефтепродуктов при этом невелики, но, учитывая высокие нормативы платы за сбросы, сумма ущерба может оказаться значительной. Дополнительным фактором, определяющим экологическую опасность объекта, является глубина зоны экстремально высокого (50 максимальных разовых ПДК) и повышенного (1 максимальная разовая ПДК) загрязнения атмосферного воздуха. Существует возможность загрязнения поверхностных и подземных водных объектов.

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на топливопроводе, связанной с выбросом нефтепродукта из топливопровода в результате его полного раскрытия.

В данном сценарии рассматривается наиболее неблагоприятный вариант аварийной ситуации, связанный с полным разрывом трубопровода ("гильотинный разрыв").

Полная разгерметизация трубопровода возможна, как следствие сочетания усталостных явлений металла трубопровода и гидравлического удара.

Расчет массы нефтепродуктов, вылившихся из трубопровода, определяется как сумма массы пролива с момента повреждения до закрытия задвижек и массы пролива из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Масса НП m , кг, поступившего в окружающее пространство при расчетной аварии определяется по формуле

m=qtr

q - расход НП, определяемый в соответствии с технологическим регламентом в зависимости от давления в трубопроводе, его диаметра, температуры топливной среды и т.д., м3 ×с-1 ;

t- возможное время истечения нефтепродуктов – 5 мин (3 мин – время на реакцию оператора и до 2 мин время на истечение оставшегося нефтепродукта в трубе при длине отрезка трубопровода между задвижками не более 50 метров).

r - плотность НП, кг×м-3 .

Исходные данные:q=0,013 м3 ×с-1 ; t=300 сек; rмазут= 960 кг×м-3 , m=3840 кг.

В результате аварийного разлития возможно загрязнение территории ГРЭС-2.

С целью своевременной локализации аварийного разлива нефтепродуктов на территории объекта необходимо предусмотреть соответствующие инженерно-технические мероприятия.

Например: иметь запас грунта, который при возникновении аварии или ее угрозе можно оперативно переместить бульдозером и спланировать поперек потока нефтепродуктов (при необходимости).

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на сливной эстакаде, связанной с выбросом нефтепродукта из ж/д цистерны в результате ее частичного или полного разрушения.

Сценарий С-2(1). Частичная разгерметизация цистерны из-за образования сквозной трещины или отверстия в нижней части одной из цистерн вследствие усталостных явлений и (или) коррозии в металле корпуса (или в сварном шве) цистерны. Количество пролитого продукта будет зависеть от:

периода времени с начала пролива до начала обнаружения и принятия мер (быстрое подключение к сливному прибору и отключение других цистерн, стоящих на сливе с параллельной заделкой отверстия);

вязкости продукта;

емкости ж/д цистерны (60 м3 .).

При непринятии мер содержимое цистерны может полностью вылиться в количестве до 60 м3 с образованием площади разлива 270 м2 .

В случае принятия мер выльется около 1,6 м3 нефтепродукта. В этом случае в соответствии с Приказом МПР РФ № 156 от 3.03.03 г. разлив нефтепродуктов не относится к чрезвычайной ситуации.

Сценарий С-2(2). Менее вероятная авария - полная разгерметизация железнодорожной цистерны вследствие ее схода с рельсов, опрокидывания и разлома корпуса при ударе о землю. Это может произойти при неправильных действиях машиниста тепловоза, составителя поезда или неисправном состоянии пути. По последствиям сценарий аналогичен сценарию С-2(1), но произойдет по времени не более 2 минут. Площадь разлива составит 270 м2 .

Сценарий С-2(3). Наименее вероятная, но наиболее опасная авария - внезапная разгерметизация половины состава (четыре цистерны) по аналогичным причинам сценария С-2(2). Количество пролитого нефтепродукта будет составлять 240 м3 . Половина пролитого нефтепродукта от общего количества в составе допускается Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002г. № 240. Площадь разлива составит 1080 м2 .

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на АЗС №1 АТХ.

Сценарий С-2 (4). Срыв шланга на эстакаде налива. Вероятная причина: выход из строя узла крепления шланга к стояку. Наиболее вероятные причины: неисправность автоматической блокировки, отключающей насос при достижении предельного уровня, и отсутствие контроля со стороны водителя автозаправщика. Объем вылива составит около 2 м3 . Пролитый продукт по бетонному лотку сливается в нефтеловушку канализационной системы.

Сценарий С-2(5). Частичная разгерметизация цистерны автозаправщика. Наиболее вероятные причины: образование сквозной трещины или отверстия вследствие усталостных явлений, последствий в результате вероятного ДТП или (и) коррозии в металле корпуса или в сварном шве цистерны. В случае, если водитель будет рядом, пролив окажется незначительным - он даст команду на прекращение слива с цистерны, либо отключит насос сам. Если же по каким-либо причинам это не будет сделано, то масштаб пролива может быть вплоть до оптимального объема, равного 6,5 м3 .

Сценарий С-2(6). Разгерметизация цистерны автозаправщика вследствие повышения давления внутри цистерны при нарушении работы дыхательного клапана (например, в зимнее время при примерзании его к седлу). В этом случае может вылиться оптимальный объем 6,5 м3 .

Фактическая площадь составит не более 20 м2 , так как продукт с асфальтированной площадки поступит в бетонный лоток, а оттуда в нефтеловушку канализационной системы.

Образование горящего разлития.

При горении нефтепродуктов примерно 20% разлившейся массы выбрасывается в атмосферу в виде поллютантов. Горение сопровождается весьма сильной задымленностью всей территории ГРЭС-2 по направлению ветра.

Из анализа приведенных статистических данных и частот инициирующих событий следует, что с наибольшей вероятностью разливы нефтепродуктов на ГРЭС-2 могут произойти по причинам: отказа регуляторов давления, разгерметизации насосов, дефектов труб и брака строительно-монтажных работ.

Статистические данные по вероятности возникновения сценариев развития возможных аварий на объектах топливно-энергетического комплекса:

№№

пп

Сценарий развития аварии

Вероятность

1.

Факельное горение

0,0574

2.

Образование огневого шара

0,0287

3.

Горение пролива вытекшей среды

0,7039

4.

Сгорание облака ТВС в детонационном режиме

0,0119

5.

Сгорание облака ТВС в дефлаграционном режиме

0,1689

6.

Безопасное рассеивание облака ТВС

0,0292

(Материалы шестой Всероссийской научно-практической конференции «Управление рисками чрезвычайных ситуаций»).

Из данных, приведенных в таблице видно, что наибольшую частоту реализации могут иметь сценарии, связанные с горением разлития НП и сгорания облака ТВС в дефлаграционном режиме.

В случае образования облака ТВС вероятность дальнейших событий будет в значительной степени определяться направлением перемещения облака ТВС по территории ГРЭС-2 и за ее пределами, что в свою очередь определяется розой господствующих ветров в районе размещения площадки объекта.

При неблагоприятном развитии ЧС возможно возникновения пожара, при этом объект может оказаться в зоне сильной задымленности.

Сценарий С-3. Разрушение оборудования, растекание нефтепродукта по территории с возгоранием.

Так как нефтепродукты обладают взрывопожароопасностью, существует потенциальная опасность усугубления аварийной ситуации с разливом нефтепродуктов и перерастания ее в более опасную стадию - пожар разлития. При этом помимо отрицательного экологического эффекта вероятным является появление значительных материальных и гуманитарных потерь вследствие возможной эскалации аварии за пределами объекта.

Основным поражающим фактором в данном случае будет термическое воздействие на людей и материальные объекты.

Зависимость последствий термического воздействия на человека от интенсивности излучения горящего разлития нефти:

Характер воздействия на человека

Интенсивность излучения, кВт/м2

Без негативных последствий в течение неограниченного времени

1,4

Безопасно для человека в брезентовой одежде

42

Непереносимая боль через 20 - 30 сек.

7,0

Ожог 1 степени через 15 - 10 сек.

Ожог 2 степени через 30 - 40 сек.

Непереносимая боль через 3 - 5 сек.

10,5

Ожог 1 степени через 6 - 8 сек.

Ожог 2 степени через 12 - 16 сек.

Летальный исход с вероятностью 50 % при длительном воздействии около 10 сек.

44,5

Сценарий С-3(1). Пожар разлития в обваловании резервуарного парка мазутохозяйства.

Интенсивность теплового излучения q, кВт/м2 , рассчитывается по формуле[ГОСТ Р 12.3.047-98]:

q = Ef · Fq · t,

где Ef — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2 ;

Fq — угловой коэффициент облученности;

t — коэффициент пропускания атмосферы, t = exp[ -7,0 · 10 -4 ( r - 0,5 d)]

Эффективный диаметр пролива d, м, рассчитывается по формуле: ,

где S — площадь пролива, м2 .

Высота пламени Н, м, рассчитывается по формуле: ,

где т — удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м · с);

rв — плотность окружающего воздуха, кг/м3 ;

g— ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2 .

Fq - угловой коэффициент облученности:,

где ,

где А = (h2 + + 1) / 2S1 ,

Sl = 2r/ d ( r— расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта),

h = 2 H/ d;

,

B = ( 1+S1 2 ) / ( 2S1 ),

Исходные данные для резервуарного парка мазутохозяйства:

Максимальная площадь для расчета интенсивности теплового излучения составит S=4500 м2

m=0,04

Ef для мазута =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

122

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

79

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

64

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

53,5

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

49

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

43,5

Сценарий С-3(2): Пожар разлития в обваловании открытого склада масла.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=320 м2

m=0,04

Ef для масла =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

35

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

22,5

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

17,8

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

14

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

13,5

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

11,8

Сценарий С-3(3). Пожар разлития при разгерметизации технологического трубопровода.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=19 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

11,8

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

7,1

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

5,4

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

4,3

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

3,7

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

3,1

Сценарий С-3(4). Пожар разлития при разгерметизации железнодорожных цистерн.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации ж/д цистерны составляет S1 =270 м2 ;

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации половины ж/д состава составляет S2 =1080 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

(ж/д цистерна)

Радиус воздействия, м (1/2 состава)

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

32,8

60

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

21

39

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

16,5

31,2

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

13,5

26

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

12,3

23,7

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

10,5

21,2

Сценарий С-3(5). Пожар разлития при разгерметизации автоцистерны.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=29,3 м2

m=0,06

Ef =35

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

13,6

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

8

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

6

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

4,7

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

4,1

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

3,7

При организации и проведении работ по ликвидации аварийных разливов нефти, в обязательном порядке должно быть учтено, что:

1. Сторонние лица и персонал предприятия, оказавшийся в опасной зоне и не задействованный в ликвидации аварийного разлива нефти, должны быть эвакуированы на безопасное расстояние, согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

2. Технические средства и передвижные установки, мощности которых не используются в ликвидации РН, должны быть передислоцированы на безопасное расстояние , согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

ПРК.

На основе анализа вариантов разливов нефтепродуктов можно определить следующие модели возможных ЧС (Н):

Разрушение резервуара наибольшей емкости на резервуарной площадке мазутохозяйства, разлив 3492 тонны нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из железнодорожной цистерны разлив 60 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта половины состава железнодорожных цистерн. Половина состава – это 7 цистерн 480 куб.м.

Максимально возможный разлив нефтепродукта из автомобильной цистерны разлив 6,5 м3 нефтепродуктов.

Максимально возможный разлив нефтепродукта в результате разгерметизации трубопроводов разлив 10,4 м3 нефтепродуктов.

Эффективность сбора нефти и нефтепродуктов в значительной степени зависит от времени начала операции и конкретных условий (метеорологических и гидрологических).

Значительная часть нефтяных углеводородов относится к высокотоксичным веществам.

Большинство этих соединений обладает свойством накапливаться в живых тканях, что вызывает необратимые патологические изменения в организме.

При неконтролируемом процессе горения в условиях недостатка кислорода активно идет процесс поликонденсации углеводородов, приводящий к образованию полиароматических соединений, таких, как 3,4-бензпирен – сильнейшего из существующих в природе канцерогенов.

Нефтепродукты вредны при вдыхании: Раздражается слизистая оболочка дыхательных путей, глаза, кожа. Обладает наркотическим действием.

При воздействии на организм - при вдыхании, при попадании на кожу и слизистую оболочку глаз, в органы пищеварения поражает органы, ткани и системы, особенно центральную нервную систему, кровь, печень, желудочно-кишечный тракт, сердечно-сосудистую систему, верхние дыхательные пути, легкие, кожные покровы, слизистую оболочку глаз.

При аварийном разливе нефтепродуктов возможны следующие виды ущерба окружающей среде:

загрязнение почвы;

загрязнение атмосферы парами и продуктами горения нефтепродуктов;

воздействие ударной волны на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду при взрыве резервуаров с нефтью;

тепловое воздействие взрыва и пожара на животных и растительность, вторичные источники воздействия на окружающую среду.

Экологический ущерб образуется за счет образования и необходимости размещения сверхлимитных твердых отходов - загрязненного грунта.

Потребуется рекультивация загрязненного грунта и уборка загрязненного снега в зимнее время.

Абсолютные объемы сброшенной нефтепродуктов при этом невелики, но, учитывая высокие нормативы платы за сбросы, сумма ущерба может оказаться значительной.

Дополнительным фактором, определяющим экологическую опасность объекта, является глубина зоны экстремально высокого (50 максимальных разовых ПДК) и повышенного (1 максимальная разовая ПДК) загрязнения атмосферного воздуха.

Существует возможность загрязнения поверхностных и подземных водных объектов.

Сценарий С-2. Разрушение обвалования, растекание нефтепродукта по территории.

Оценка времени растекания нефтепродуктов.

На уровне инженерной оценки времени растекания нефти будем исходить из предположения, что "цилиндрический" слой жидкости, образовавшийся в результате квази мгновенного разрушения резервуара, растекается под действием только гравитационных сил:

Рис. Принцип расчета гравитационного растекания «цилиндрического» слоя жидкости

Скорость гравитационного растекания нефти dL /dt при квазимгновенном разрушении резервуара связана с текущей толщиной "цилиндрического" слоя жидкости h (L ) следующим соотношением;

(1)

где g - сила тяжести; h - минимальная толщина "цилиндрического" слоя жидкости.

Текущее значение толщины слоя h (L ) для данного объема растекающейся жидкости зависит от массы вещества, участвующего в аварии, его плотности при заданной температуре, текущего значения площади зеркала разлития и определяется из выражения

(2)

где Q - масса вещества, участвующего в аварии; r- плотность вещества; L - радиус зеркала разлития.

Минимальная толщина "цилиндрического" слоя жидкости для многотонных разлитий определяется видом вещества, структурой и рельефом подстилающей поверхности и может составлять от нескольких миллиметров до нескольких десятков сантиметров, с учетом пропитки грунта.

Из выражений (1) и (2) определим время растекания жидкости t (L ) до точки, расположенной на расстоянии L от аварийного резервуара

(3)

где r - радиус аварийного резервуара; L - максимальный радиус зеркала разлития при полном растекании НП по подстилающей поверхности до минимальной толщины слоя жидкости, принятой 10 см.

Характер изменения времени t (L ) и скорости dL /dt растекания гидродинамической волны прорыва НП до рассматриваемой точки территории для реальных параметров хранения НП и характеристик местности, показан на рис.:

Рис. Характер изменения времени t и скорости растекания v гидродинамической

волны прорыва НП до рассматриваемой точки территории.

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на топливопроводе, связанной с выбросом нефтепродукта из топливопровода в результате его полного раскрытия.

В данном сценарии рассматривается наиболее неблагоприятный вариант аварийной ситуации, связанный с полным разрывом трубопровода ("гильотинный разрыв").

Полная разгерметизация трубопровода возможна, как следствие сочетания усталостных явлений металла трубопровода и гидравлического удара.

Расчет массы нефтепродуктов, вылившихся из трубопровода, определяется как сумма массы пролива с момента повреждения до закрытия задвижек и массы пролива из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Масса НП m , кг, поступившего в окружающее пространство при расчетной аварии определяется по формуле

m=qtr

q - расход НП, определяемый в соответствии с технологическим регламентом в зависимости от давления в трубопроводе, его диаметра, температуры топливной среды и т.д., м3 ×с-1 ;

t- возможное время истечения нефтепродуктов – 5 мин (3 мин – время на реакцию оператора и до 2 мин время на истечение оставшегося нефтепродукта в трубе при длине отрезка трубопровода между задвижками не более 50 метров).

r - плотность НП, кг×м-3 .

Исходные данные:q=0,036 м3 ×с-1 ; t=300 сек; rмазут= 960 кг×м-3 , m=10370 кг.

В результате аварийного разлития возможно значительное загрязнение территории СП ПРК.

С целью своевременной локализации аварийного разлива нефтепродуктов на территории объекта необходимо предусмотреть соответствующие инженерно-технические мероприятия.

Например: иметь запас грунта, который при возникновении аварии или ее угрозе можно оперативно переместить бульдозером и спланировать поперек потока нефтепродуктов (при необходимости).

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на сливной эстакаде, связанной с выбросом нефтепродукта из ж/д цистерны в результате ее частичного или полного разрушения.

Сценарий С-2(1).

Частичная разгерметизация цистерны из-за образования сквозной трещины или отверстия в нижней части одной из цистерн вследствие усталостных явлений и (или) коррозии в металле корпуса (или в сварном шве) цистерны.

Количество пролитого продукта будет зависеть от:

периода времени с начала пролива до начала обнаружения и принятия мер (быстрое подключение к сливному прибору и отключение других цистерн, стоящих на сливе с параллельной заделкой отверстия);

вязкости продукта;

емкости железнодорожной цистерны (60 м3 .).

При непринятии мер содержимое цистерны может полностью вылиться в количестве до 60 м3 с образованием площади разлива 270 м2 .

В случае принятия мер выльется около 1,6 м3 нефтепродукта.

В этом случае в соответствии с Приказом МПР РФ № 156 от 3.03.03 г. разлив нефтепродуктов не относится к чрезвычайной ситуации.

Сценарий С-2(2).

Менее вероятная авария - полная разгерметизация ж.д. цистерны вследствие ее схода с рельсов, опрокидывания и разлома корпуса при ударе о землю.

Это может произойти при неправильных действиях машиниста тепловоза, составителя поезда или неисправном состоянии пути.

По последствиям сценарий аналогичен сценарию С-2(1), но произойдет по времени не более 2 минут. Площадь разлива составит 270 м2 .

Сценарий С-2(3).

Наименее вероятная, но наиболее опасная авария - внезапная разгерметизация половины состава (семь цистерны) по аналогичным причинам сценария С-2(2).

Количество пролитого нефтепродукта будет составлять 480 м3 .

Половина пролитого нефтепродукта от общего количества в составе допускается Постановлением Правительства РФ от 15.04.2002г. № 240. Площадь разлива составит 1080 м2 .

Сценарий С-2. Развитие аварийной ситуации на АЗС №4 АТХ.

Сценарий С-2 (4).

Срыв шланга на эстакаде налива.

Вероятная причина: выход из строя узла крепления шланга к стояку.

Наиболее вероятные причины: неисправность автоматической блокировки, отключающей насос при достижении предельного уровня, и отсутствие контроля со стороны водителя автозаправщика.

Объем вылива составит около 2 м3 .

Пролитый продукт по бетонному лотку сливается в нефтеловушку канализационной системы.

Сценарий С-2(5).

Частичная разгерметизация цистерны автозаправщика .

Наиболее вероятные причины : образование сквозной трещины или отверстия вследствие усталостных явлений, последствий в результате вероятного ДТП или (и) коррозии в металле корпуса или в сварном шве цистерны.

В случае, если водитель будет рядом, пролив окажется незначительным - он даст команду на прекращение слива с цистерны, либо отключит насос сам.

Если же по каким-либо причинам это не будет сделано, то масштаб пролива может быть вплоть до оптимального объема, равного 6,5 м3 .

Сценарий С-2(6).

Разгерметизация цистерны автозаправщика вследствие повышения давления внутри цистерны при нарушении работы дыхательного клапана (например, в зимнее время при примерзании его к седлу).

В этом случае может вылиться оптимальный объем 6,5 м3 .

Фактическая площадь составит не более 20 м2 , так как продукт с асфальтированной площадки поступит в бетонный лоток, а оттуда в нефтеловушку канализационной системы.

Образование горящего разлития.

При горении нефтепродуктов примерно 20% разлившейся массы выбрасывается в атмосферу в виде поллютантов.

Горение сопровождается весьма сильной задымленностью всей территории СП ПРК по направлению ветра.

Из анализа приведенных статистических данных и частот инициирующих событий следует, что с наибольшей вероятностью разливы нефтепродуктов на объектах СП ПРК могут произойти по причинам: отказа регуляторов давления, разгерметизации насосов, дефектов труб и брака строительно-монтажных работ.

Статистические данные по вероятности возникновения сценариев развития возможных аварий на объектах топливно-энергетического комплекса:

№№

пп

Сценарий развития аварии

Вероятность

1.

Факельное горение

0,0574

2.

Образование огневого шара

0,0287

3.

Горение пролива вытекшей среды

0,7039

4.

Сгорание облака ТВС в детонационном режиме

0,0119

5.

Сгорание облака ТВС в дефлаграционном режиме

0,1689

6.

Безопасное рассеивание облака ТВС

0,0292

(Материалы шестой Всероссийской научно-практической конференции «Управление рисками чрезвычайных ситуаций»).

Из данных, приведенных в таблице видно, что наибольшую частоту реализации могут иметь сценарии, связанные с горением разлития НП и сгорания облака ТВС в дефлаграционном режиме.

В случае образования облака ТВС вероятность дальнейших событий будет в значительной степени определяться направлением перемещения облака ТВС по территории СП ПРК и за их пределами, что в свою очередь определяется розой господствующих ветров в районе размещения площадки объекта.

При неблагоприятном развитии ЧС возможно возникновения пожара, при этом объект может оказаться в зоне сильной задымленности.

Сценарий С-3. Разрушение оборудования, растекание нефтепродукта по территории с возгоранием.

Так как нефтепродукты обладают взрывопожароопасностью, существует потенциальная опасность усугубления аварийной ситуации с разливом нефтепродуктов и перерастания ее в более опасную стадию - пожар разлития.

При этом помимо отрицательного экологического эффекта вероятным является появление значительных материальных и гуманитарных потерь вследствие возможной эскалации аварии за пределами объекта.

Основным поражающим фактором в данном случае будет термическое воздействие на людей и материальные объекты.

Зависимость последствий термического воздействия на человека от интенсивности излучения горящего разлития нефти:

Характер воздействия на человека

Интенсивность излучения, кВт/м2

Без негативных последствий в течение неограниченного времени

1,4

Безопасно для человека в брезентовой одежде

42

Непереносимая боль через 20 - 30 сек.

7,0

Ожог 1 степени через 15 - 10 сек.

Ожог 2 степени через 30 - 40 сек.

Непереносимая боль через 3 - 5 сек.

10,5

Ожог 1 степени через 6 - 8 сек.

Ожог 2 степени через 12 - 16 сек.

Летальный исход с вероятностью 50 % при длительном воздействии около 10 сек.

44,5

Сценарий С-3(1): Пожар разлития в обваловании резервуарного парка мазутохозяйства.

Интенсивность теплового излучения q, кВт/м2 , рассчитывается по формуле[ГОСТ Р 12.3.047-98]:

q = Ef · Fq · t,

где Ef — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2 ;

Fq — угловой коэффициент облученности;

t — коэффициент пропускания атмосферы, t = exp[ -7,0 · 10 -4 ( r - 0,5 d)]

Эффективный диаметр пролива d, м, рассчитывается по формуле: ,

где S — площадь пролива, м2 .

Высота пламени Н, м, рассчитывается по формуле: ,

где т — удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м · с);

rв — плотность окружающего воздуха, кг/м3 ;

g— ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2 .

Fq - угловой коэффициент облученности:,

где ,

где А = (h2 + + 1) / 2S1 ,

Sl = 2r/ d ( r— расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта),

h = 2 H/ d;

,

B = ( 1+S1 2 ) / ( 2S1 ),

Исходные данные для резервуарного парка мазутохозяйства:

Площадь обваловки S=95 х 45=4275м2 . За вычетом площади одного резервуара площадь для расчета интенсивности теплового излучения составит S=4275 -283,5=5422,2 м2

m=0,04

Ef для мазута =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

118

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

80

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

65

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

55

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

51

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

46,5

Сценарий С-3(2). Пожар разлития при разгерметизации технологического трубопровода.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=52 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

16,5

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

10

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

8,5

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

6,4

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

6

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

5

Сценарий С-3(3). Пожар разлития при разгерметизации железнодорожных цистерн.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации ж/д цистерны составляет S1 =270 м2 ;

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения в случае разгерметизации половины ж/д состава составляет S2 =1080 м2

m=0,04

Ef =40

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

(ж/д цистерна)

Радиус воздействия, м (1/2 состава)

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

32,8

60

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

21

39

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

16,5

31,2

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

13,5

26

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

12,3

23,7

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

10,5

21,2

Сценарий С-3(4). Пожар разлития при разгерметизации автоцистерны.

Исходные данные:

Площадь разлития для расчета интенсивности теплового излучения составляет S=29,3 м2

m=0,06

Ef =35

Расчеты предельно допустимых величин интенсивности теплового излучения пожаров пролива:

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Радиус воздействия, м

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

13,6

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4,2

8

Непереносимая боль через 20—30 с

Ожог 1-й степени через 15—20 с

Ожог 2-й степени через 30—40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

6

Непереносимая боль через 3—5 с

Ожог 1-й степени через 6—8 с

Ожог 2-й степени через 12—16 с

10,5

4,7

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

4,1

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

3,7

При организации и проведении работ по ликвидации аварийных разливов нефти, в обязательном порядке должно быть учтено, что:

1. Сторонние лица и персонал предприятия, оказавшийся в опасной зоне и не задействованный в ликвидации аварийного разлива нефти, должны быть эвакуированы на безопасное расстояние, согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

2. Технические средства и передвижные установки, мощности которых не используются в ликвидации РН, должны быть передислоцированы на безопасное расстояние, согласно приведенным расчетам от края зоны разлива.

ТПНБ.

При аварийных разливах нефтепродуктов появляются вторичные ЧС:

загрязнение окружающей природной среды при разлитии НП (экологическое загрязнение почвы, воды, атмосферы);

пожар;

задымление и отравление токсическими веществами (продуктами горения нефтепродуктов);

взрыв ТВС при разливе бензина и дизтоплива, которые являются ЛВЖ, ГЖ.

Под критериями оценки поражения человека понимаются количественные оценки (числовые значения характеристик) полей поражающих факторов, соответствующие определенным биологическим эффектам (смерть, механические травмы, ожоги, отравления и т.д.).

Основными вторичными поражающими факторами для персонала, зданий и сооружений при авариях на объекте являются: тепловое излучение горящих проливов, непосредственное воздействие огня, действие ударной волны при взрывах ТВС.

При определении зон действия основных поражающих факторов возможных аварий выполнена количественная оценка интенсивности теплового излучения при пожарах проливов ЛВЖ по ГОСТ 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля».

Для оценки опасностей объекта для обслуживающего персонала и окружающей среды в качестве расчетных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта.

Для оценки зоны действия основных поражающих факторов от теплового излучения при пожарах разливов нефтепродукта принимались следующие значения:

Характер воздействия на человека

Интенсивность излучения кВт/м2

Без негативных последствий в течение неограниченного времени

1.4

Безопасно для человека в брезентовой одежде

4.2

Непереносимая боль через 20-30 с Ожог 1 степени через 1 5-20 с

Ожог 2 степени через 30-40 с

7.0

Непереносимая боль через 3-5 с Ожог 1 степени через 6-8 с

Ожог 2 степени через 12-16 с

10.5

Летальный исход с вероятностью 50% при длительном воздействии около 10 с

44.5

Для оценки степени разрушений и количества погибших от теплового излучения при горении разлитии принимались следующие значения:

Характер повреждений элементов зданий

Интенсивность излучения кВт/м2

Стальные конструкции (критическая температура прогрева 3000 С)

разрушение

10 мин при

30 мин при

90 мин при

30

20

12

Стальные конструкции (критическая температура прогрева 7000 С)

разрушение

10 мин при

30 мин при

90 мин при

95

55

30

Взрыв резервуаров с нефтепродуктом (температура самовоспламенения ме­нее 2350 С при степени черноты резервуара 0,35)

5 мин при

10 мин при

20 мин при

более 30 мин при

34.9

27.6

21.4

19.5

Последствия меньших тепловых потоков:

Объект, на который направлено воздействие

Тепловой поток, кВт/м2

4.2

8.4

10.5

Окрашенные металлические конструкции

без изменений

вспучивание краски

обгорание краски

Деревянные конструкции

то же

разложение

обугливание

Резина, одежда, ткань

то же

обугливание

загорание

Для оценки количества разрушений и количества пострадавших от воздушной ударной волны принимались значения:

Характер повреждения элементов зданий

Р, кРа степени черноты поверхности резервуара 0.35)

Разрушение остекления

5

Разрушение перегородок и кровли

- деревянных каркасных зданий

12

- кирпичных зданий

15

- железобетонных каркасных зданий

17

Разрушение перекрытий

- деревянных каркасных зданий

17

- промышленных кирпичных зданий

28

- промышленных зданий со стальным и железобетонным каркасом

30

Разрушение стен

- шлакоблочных зданий

22

- деревянных каркасных зданий

28

- кирпичных зданий

40

Полное разрушение зданий

100

Разрушение фундаментов

215-400

Воздействие на человека

Р, кПа

Возможны травмы, связанные с разрушением стекол и повреждением стен зданий

5.9-8.3

Травмы - временная потеря слуха или травмы в результате вторичных эффектов УВ

16

Летальный исход 50%, 50% серьезные повреждения барабанных перепонок,

тяжелая степень поражения легких

55

Летальный исход - все люди в неукрепленных зданиях

70

Зоны действия основных поражающих факторов при расчетных авариях.

Зоны поражения при пожарах нефтепродуктов.

Пожары разливов возможны на следующих производственных площадках Томской перевалочной нефтебазы:

Резервуарный парк НП;

Насосная НП;

Железнодорожная эстакада слива НП;

Автомобильная эстакада налива НП.

Зоны действия теплового из-лучения (расчет производился по методике №11 п.3.1.3.) представлены в таблице 16

Обору дование

Веще ство

Время выгора

ния, с

Масса, кг/ Радиус

разли­ тия, м

Расстояние на котором наблюю-дается тепловой поток с заданной величи­ ной Q , к BT / M 2 .

1,4

4,2

7,0

10,5

44,5

Резервуарный парк НП

РВС-3000

бензин

633

2115000/ 84,7

194

81

40

16

0

Резервуарный парк НП

РВС-3000

бензин

2810

2115000 разлив в обвалование S=4863,5

109

46

23

9

0

Ж/д эстакада слива НП

Ж/д цистерна

бензин

633

130000/ 26,8

56

24

12

5

0

Автомобильная эстакада отпуска НП

Автоцистерна

бензин

633

7220/8,5

27

14

9

6

0

Зоны поражения при взрывах топливно-воздушных смесей.

Взрывы ТВС при разливах нефтепродуктов (ЛВЖ) возможны на следующих площадках ТПНБ:

Резервуарный парк нефтепродуктов;

Железнодорожная эстакада слива НП;

Автомобильная эстакада отпуска нефтепродуктов;

Насосная светлых НП;

Трубопровод с бензином (дизельным топливом).

Зоны разрушения промышленных объектов в зависимости от массы облака ТВС:

Оборудование

Сценарий

Масса облака

ТВС, кг

Радиусы зон разрушений, м

R7

R1

R2

R3

R4

R5

R6

Резервуарный парк НП

РВС-3000

C1 -E-orp,

др

2549

41

63

115

442

190

599

751

РВС-3000

C1 -E-orp

2549

41

63

115

442

190

599

751

РВС-3000

С1 -Е- св, др

29460

104

154

261

768

201

619

777

РВС-3000

C1 -E-св

29460

104

154

261

768

201

619

777

Ж/д эстакада слива НП

Ж/д цистерна

С1 -ЖЦ-св, др

2020

35

53

101

402

174

549

689

Ж/д цистерна

C1 -ЖЦ-св

2020

35

53

101

402

174

549

689

Автомобильная эстакада отпуска НП

Автоцистерна

С1 -АЦ-св

111

0

12

34

148

66

208

261

Трубопровод

C1 -Т-св

500

0

0

17

51

0

53

68

Примечания:

1) R1 -радиус полного разрушения зданий;

R2 -радиус области сильных повреждений 50-75 % стен;

R3-радиус области значительных повреждений;

R4 -радиус области минимальных повреждений;

R5 -радиус полного разрушения остекления;

R6 -радиус 50% разрушения остекления;

R7-радиус 10% разрушения остекления.

Принятые при расчете зон поражения при взрыве облака ТВ С допущения:

2) Время испарения пролива -15 мин.

3) Количество вещества, участвующего в создании поражающих факторов - 10% от массы об­лака ТВС при взрыве на открытом пространстве.

4) Характеристики окружающего пространства:

При разгерметизации емкостей в резервуарном парке, железнодорожных и автоцистерн на СНЭ - среднезагроможденное.

Анализ рассмотренных моделей аварийных ситуаций позволяет сделать выводы:

при максимально возможных разливах нефтепродуктов зоны действия вторичных поражающих факторов (воздушная ударная волна с учетом дрейфа облака ТВС) выходят за пределы производственной площадки ТПНБ;

при наиболее опасных авариях на ТПНБ пострадать может как персонал самого объекта так и персонал соседних предприятий;

наибольшую опасность по тяжести последствий при разлитии нефтепродуктов представляет собой сценарий: гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000—>мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС - источник зажигания - взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Последствия аварийных разлитий нефтепродуктов для окружающей природной среды.

Наибольшую опасность для окружающей природной среды могло бы представить попадание нефтепродуктов в водные акватории. Однако в нашем случае, при расстоянии р. Томь от нефтебазы около 1,5 км такая опасность исключена. Почва может быть загрязнена только на территории самой нефтебазы. При пожаре разлитий произойдет загрязнение атмосферы продуктами сгорания нефтепродуктов в городской черте.

Данные о возможном ущербе. Экологический ущерб.

Оценка ущерба природной среде производилась по следующим направлениям:

ущерб от загрязнения атмосферного воздуха (определялся исходя из массы загрязняющих веществ, выбрасываемых при горении нефтепродуктов);

ущерб от загрязнения земель нефтепродуктами;

ущерб от загрязнения водных акваторий нефтепродуктами (в данном случае - отсутствует);

воздействие аварий на представителей животного и растительного мира, на вторичные ис­точники воздействия на природную среду.

Экологический ущерб загрязнения земли. Для оценки ущерба при загрязнении почвы нефтепродуктом использовалось следующее соотношение (методика 15, п. 2.1.4.):

Уп = НсFгрр K пj , где: Уп - ущерб от загрязнения территории, тыс. руб.;

Нс _ Стоимости сельскохозяйственных земель занимаемых Томской перевалочной нефтебазой - 56тысяч 460 рублей за 1 гектар (в ценах 2005 г);

Fгр - загрязненная НП почва, га (Таблица 14 );

Kп(i) - коэффициент природно-хозяйственной значимости почв и земель j-го типа (для земель промышленного назначения Kп(i)= 1);

Kj -коэффициент, учитывающий класс опасности вещества (для веществ IV класса опасности Ki=l).

Экологический ущерб загрязнения атмосферы. Экологический ущерб от загрязнения атмосферы определяется размером взысканий за вред, причиненный выбросами в атмосферу продуктов испарения (для низкокипящих нефтепродуктов) и горения нефтепродуктов.

Экологический ущерб от загрязнения атмосферы продуктами испарения определялся по формуле (методика 15, п. 2.1.4.):

Уаи = Уудr х Дг-М п х Кэс, где,

Уудг - показатель удельного ущерба атмосферному воздуху, наносимого выбросом еди­ницы приведенной массы загрязняющих веществ на конец отчетного периода времени в г-ом экономическом районе РФ, руб/усл. т. Для Западно-Сибирского экономического региона Уудг=46,9 руб/усл. т.;

Кэс- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния ат­мосферного воздуха территорий в составе экономических регионов России. Для Западно -Сибирского экономического региона Кэг=1.4;

Мп - приведенная масса выбросов загрязняющих веществ от стационарных источников выбросов, усл. т., определяемая как

М= Еmi х Кэi, где:

mi - фактическая масса i-го загрязняющего вещества или группы веществ с одинаковым коэффициентом относительной эколого- экономической опасности, т.;

Кэi - коэффициент относительной эколого- экономической опасности i-ro загрязняюще­го вещества или группы веществ (для бензина - 1,2).

Оценка массы испарившихся в атмосферу НП с поверхности разлива определяется по формуле (ГОСТ Р12.3.047-98):

mi = 10-6 n М р н t

Где _ — коэффициент, принимаемый в зависимости от скорости и температуры воздуш­ного потока над поверхностью испарения (принято g=1);

М — молярная масса, г/моль;

рн — давление насыщенного пара при температуре жидкости, определяемое по спра­вочным данным, кПа (для бензина 66 кПа);

t-время испарения, с (принималось 900 с).

Экологический ущерб от загрязнения атмосферы продуктами горения НП определялся по формуле (методика.15, п. 2.1.4.):

Уаг = Уудг – Мп - Кэс, где:

Уудг - показатель удельного ущерба атмосферному воздуху, наносимого выбросом еди­ницы приведенной массы загрязняющих веществ на конец отчетного периода времени в г-ом экономическом районе РФ, руб/усл. т. Для Западно - Сибирского экономического региона Уудг=46,9 руб/усл. т.;

Кэс- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха территорий в составе экономических регионов России. Для Восточно-Сибирского экономического региона Кэг=1,4;

Мп - приведенная масса выбросов загрязняющих веществ от стационарных источников выбросов, усл. т., определяемая как

Мп = Еmi - Kэi, где:

mi - масса 1-го загрязняющего вещества, выбрасываемого в атмосферу при горении НП, определяемая по формуле («Методические и нормативно - аналитические основы экологического аудирования в РФ», М., изд. «Эльзевир», 2000 г), т:

mi = Ki Kнп M,

где Кi - коэффициент эмиссии i-гo вещества (Таблица 18);

Кнп - коэффициент сгорания нефтепродуктов (принимается Кнп =0,95);

М- масса горящих нефтепродуктов, т.

Кэi - коэффициент относительной экологической и экономической опасности i-гo загрязняюще­го вещества или группы веществ (для бензина - 1,2).

Результаты расчета экологических штрафов за загрязнение атмосферы:

Загрязняющий атмосферу компонент

Коэффициент эмиссии загрязняющего атмосферу вещества К i

Кэ i

бензин

Оксид углерода

3,1 . 10-1

0.4

Сероводород

1,0 . 1 0'-3

500

Оксиды азота

1. 5 . 10- 2

16,5

Оксиды серы (в пересчете на SO2)

1,2 . 1 0-3

2,6

Сажа

1,5 . 10-3

33,5

Синильная кислота

1,0 . 10-3

110

Пятиокись ванадия

1,0 . 10-6

330

Формальдегид

1,5 . 10-4

500

Органические кислоты (в пере­счете на СНзСООН

5,0 . 10-4

33,5

Бенз(а)пирен

6,1 . 10-8

12500

Общий экологический ущерб:

Состав­ ляющая

Сценарий

Экологиче­ ский ущерб загрязне­ ния земли, тыс. руб.

Экологиче­ский ущерб загрязне­ния атмо­сферы про дуктами испарения НП, тыс. руб.

Экологиче­ ский ущерб загрязне­ния атмо­сферы про­ дуктами горения НП, тыс. руб .

Общий экологиче­ ский ущерб, тыс. руб

Риск воз­никнове­ ния эколо­гического ущерба та­кого мас­ штаба, тыс. руб/год

1

2

3

4

5

6

7

Резервуар ный парк НП

Со -Е-св

Резервуар ный парк НП

С1 -Е-огр, др

Резервуар ный парк НП

C1 -E-огp

Резервуар ный парк НП

С1 -Е- св, др

Резервуар ный парк НП

С1 -Е-св

Резервуар ный парк НП

С2 -Е-огр

Резервуар ный парк НП

С2 -Е-св

Ж/д эстаада слива НП

Со -ЖЦ-св

Ж/д эстакада слива НП

Со -ЖЦ-св др

Ж/д эстакада слива НП

С1 -ЖЦ-св

Ж/д эстакада слива НП

С2 -ЖЦ- ев

АСН

Со -АЦ-св

АСН

С1 -АЦ-св

АСН

С1 -АЦ-св

В процессе эксплуатации склада имеются выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду. К первой группе источников загрязнения относятся:

большие и малые дыхания резервуаров;

выбросы из железнодорожных цистерн при работе с верхними сливными стояками;

выбросы после вакуум-насоса;

выхлопные газы двигателей, заправляемых автомобилей.

Источники этой группы загрязняют атмосферный воздух склада.

Ко второй группе источников загрязнения относятся:

проливы нефтепродуктов при сливе из железнодорожных цистерн;

проливы нефтепродуктов при заправке автотранспорта;

утечки и проливы при обслуживании и ремонте технологического оборудования, трубопроводов;

аварийные утечки в результате поломки или неисправности оборудования (РВС, ТРК, трубопроводов).

Нарушение условий жизнедеятельности населения.

ТПНБ находится в непосредственной близости от промышленных объектов.

Численность персонала нефтебазы составляет 49 человек, наиболее работающая смена - 23 человека.

Наиболее опасными сценариями аварий являются взрывы облаков ТВС при мгновенной раз герметизации емкости РВС-3000 (в обвалование и с прорывом обвалования) и железнодорожной цистерны с бензином с дрейфом в наиболее опасном направлении - в сторону ЗАТО Северск.

Анализ зон поражения ударной волной показал, что даже при самом наихудшем сценарии аварийного разлива нефтепродуктов: гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —>мгновенное высвобождение газовой фазы с образовани­ем облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении —>источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной не произойдет.

При авариях с горением пролива нефтепродуктов зоны пожаров не выходят за пределы объекта и пострадать от поражающего фактора может также лишь собственный персонал.

Предполагаемое число погибших (персонал нефтебазы и население) при наиболее опасных авариях, объекты, попадающие в зоны полного и сильного разрушений и риск возникновения аварии:

Оборудование

Сценарий аварии

Промышленные объекты попадающие в зоны полного и сильного разрушения

Предполагаемое число погибших, чел.

Риск

возникновения аварии,1/год

РВС - 3000

С1 -Е-огр, др

1. На территории нефтебазы: 2 операторные, пост охраны;

2. Соседние организации: ООО Союз «Т»

7 своих работников

4,89 х10-7

РВС - 3000

С1-Е-огр

Территория парка светлых нефтепродуктов

7 своих работников

РВС - 3000

С1-Е-св,др

1. На территории нефтебазы: 2 операторные, ж/д и автомобильные эстакады, здание насосной, котельная, административное здание с лабораторией. 2. Соседние предприятия: ООО «Сосна», ООО «Союз «Т», ПКК «Акселон»

23 + организации

РВС - 3000

С1-Е-св

1.На территории нефтебазы: все объекты нефтебазы;

2.Соседние предприятия: ООО «Сосна», ООО «Союз «Т», ПКК «Акселон»

23 + организации

Ж/д цистерна с бензином

С1 -ЖЦ-св,др

2.На территории нефтебазы: операторная, пост охраны;

2. Соседняя организация ПКК «Акселон»

4+???

Ж/д цистерна с бензином на территории СНЭ

С1 - ЖЦ-св

Ж/д эстакада

4

Автоцистерна на территории НЭ

С1-АЦ-св

Автомобильная наливная эстакада

2

Общий материальный ущерб от аварий на опасном производственном объекте определяется как:

П общ = Пп.п. + Пл.а + Пс.э. + Пк.у. + Пэкол. + Пв.т.р.;

где Пп.п - прямые потери предприятия;

Пл.а - затраты на локализацию и ликвидацию аварии;

Пс.э - социально-экономические потери (затраты вследствие гибели и травматизма людей);

Пк.у. - косвенный .ущерб;

Пэкол - экологический ущерб;

Пв.т.р - потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности (в нашем случае можно пренебречь).

Прямые потери:

Пп.п. = По.ф. + Птм.ц. + Пим., где

По.ф. - потери предприятия в результате уничтожения основных фондов;

Птм.ц - потери предприятия в результате уничтожения товарно-материальных ценностей;

Пим - потери предприятия в результате уничтожения имущества третьих лиц.

Затраты на локализацию:

Пл.а = Пл + Пр., где

Пл. - расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварий;

Пр – расходы на расследование аварии.

Социально-экономические потери:

В нашем случае социально-экономические потери складываются из ущерба, нанесенному персоналу объекта в случае его гибели или травмировании. Это выплаты на содержание детей, пенсий по случаю утери кормильца, погребение в случае гибели людей, расходы на лечение, профессиональное переобучение, выплаты компенсаций - в случае травмирования в результате аварий.

Косвенный ущерб:

Пн.в - часть доходов, недополученных предприятием в результате простоя.

Принятые при расчете общего материального ущерба допущения:

Расчет производился для максимально опасных разливов нефтепродуктов на объекте;

При оценке прямых потерь предприятия стоимость нефтепродуктов была взята по данным торгового дома ООО «Юкос-М» на 01.02.05г.

Бензин АИ–92 – 11522 руб./т;

Бензин А–80 –10650 руб./т;

Для оценки прямых потерь предприятия была использована база данных по стоимостям оборудования, зданий и сооружений.

Результаты расчетов материального ущерба для наиболее опасных сценариев аварии для каждой составляющей Томкой нефтебазы:

Составляющая

Оборудование

Сценарий аварии

Составляющие материального. ущерба, тыс. руб.

Материальный ущерб тыс. руб.

Пп.п

Пл.а

Пс.э

Пк.у

Пэкол

Парк светлых нефтепродуктов

РВС-3000

С1-Е-св, др

Железнодорожная эстакада слива нефтепродуктов

ж/д цистерна

С1-ЖЦ-св, др

Эстакада налива нефтепродуктов

бензовоз

С1-АЦ-св

По данным зарубежных специалистов перемещение и захоронение 1 т загрязненного грунта обходится 350 $, а сжигание этого же количества с соблюдением даже минимальных предосторожностей, без учета стоимости специального оборудования в 250 $.

Э. Р. Черняховский, А.А. Глазов, О.Е. Сиваева, «Проблемы безопасности при ЧС», 2003 с.108-115.

Приведенные значения составляющих материального ущерба являются весьма приблизительными, т.к. не учитывают в полной мере стоимость работ по выемке и перемещению грунта, его захоронению (т.к. загрязнение большей частью приходится ликвидировать вручную с привлечением большого количества людей).

Такие работы не решают проблем полной ликвидации загрязнения, а в лучшем случае переносят его из одного места в другое, временно считающееся более безопасным. Тем не менее эти методы необходимы как оперативные, предварительные или вспомогательные, предшествующие дальнейшей очистке загрязненной территории.

Величина материального ущерба при нанесении вреда третьим лицам и сторонним организациям в случае, если он превысит значение суммы по договору на страхование гражданской ответственности, должна быть определена в судебном порядке.

Выход зон поражения при аварийных разливах нефтепродуктов возможен при следующих сценариях развития аварий:

Полная раз герметизация емкости РВС-3000 в обвалование —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива, образование облака ТВС —> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении—> источник зажигания—> взрыв облака ТВС--> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС- 3000—>мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина -> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении —>источник зажигания—> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС-
3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива
бензина — испарение пролива, образование облака ТВС —>источник зажигания—>взрыв облака ТВС—> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-
3000 —> образование свободного разлития бензина + источник зажигания —> воспламенение пролива—> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым
излучением.

Полная раз герметизации железнодорожной цистерны —>мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС в наиболее опасном направлении—> источник зажигания—> взрыв облака ТВС —>поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Томский ШПЗ.

В основу определения типовых сценариев возможных аварий на ШПЗ, связанных с разгерметизацией трубопроводов и оборудования, были положены следующие материалы:

Характеристика опасных веществ, обращающихся на составляющих ШПЗ.

Данные о параметрах хранения.

Описание технических решений по обеспечению безопасности.

Анализ известных аварий, имевших место на других аналогичных объектах, или аварий, связанных с обращающимися опасными веществами.

Анализ возможных причин и факторов, способствующих возникновению и развитию аварий.

Под сценарием аварии понимается последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим событием, приводящим к аварии с конкретными опасными последствиями.

Наиболее характерными авариями, связанными с разгерметизацией оборудования и трубопроводов на участке резервуарного парка являются:

разлитие нефтепродуктов с образованием стойкого загрязнения окружающей природной среды;

пожары проливов нефтепродуктов в помещении и на открытой площадке;

пожар нефтепродуктов в резервуарах;

взрывы (дефлаграционное горение) топливовоздушных смесей (ТВС) в помещении и на открытой площадке.

Статистические данные об авариях на аналогичных объектах свидетельствуют о том, что основными видами аварий на наземных резервуарах являются взрывы паровоздушных смесей и пожары горючих жидкостей.

Взрывы паровоздушных смесей могут реализовываться:

в подкрышном пространстве резервуара;

на проемах (дыхательных устройствах и люках);

в каре резервуарного парка.

Взрывы в подкрышном пространстве резервуара, как правило, не создают непосредственной угрозы для человека и соседнего оборудования в силу конструктивных особенностей резервуаров (в конструкции сооружений данного типа предусмотрен «слабый шов» между верхней кромкой стенки и крышей, препятствующий полному разрушению резервуара и распространению ударной волны в горизонтальной плоскости). Данный вид взрыва, в основном, является начальной стадией пожара горючих жидкостей внутри резервуара.

Взрывы в наружном пространстве резервуара могут служить причиной травмирования людей и повреждения соседнего оборудования.

Непременным условием возникновения взрывов является наличие паровоздушной смеси, находящейся во взрывоопасном состоянии.

Основным условием появления взрывоопасной ПВС в подкрышном пространстве резервуара с антисептиком со стационарной крышей является хранение антисептика при отрицательных температурах наружного воздуха (температурные пределы воспламенения антисептика лежат в пределах –370С – 00С). В теплое время года концентрация паров антисептика в подкрышном пространстве указанных резервуаров лежит за пределами воспламенения (взрывного горения).

Основным условием появления взрывоопасной ПВС в подкрышном пространстве резервуара с антисептиком со стационарной крышей является их нагрев (температурные пределы воспламенения лежат в пределах 57°С – 155°С). Поэтому в зимнее время года концентрация паров данным продуктов в подкрышном пространстве резервуаров не достигает опасных концентраций, а в летнее время достижение взрывоопасных концентраций возможно либо при аномальных высоких температурах наружного воздуха и прямого нагрева солнечными лучами, либо при нарушении изоляционного покрытия резервуаров.

ПВС взрывоопасной концентрации в наружном пространстве резервуара может образовываться при любых погодных условиях при «малых» и «больших» дыханиях резервуара.

По условиям возникновения и распространения горения в начальной стадии и с учетом возможности выброса и растекания горящей жидкости пожары нефтепродуктов можно разделить на три основных вида:

внутренний пожар – пожар с взрывом внутри газового пространства с последующим горением жидкости в резервуаре;

пожар с горением на дыхательных устройствах или на других проемах в газовой части резервуара;

наружный пожар – пожар с проливом жидкости (с горением в обваловании или за его пределами при гидродинамическом прорыве обвалования).

В стадии развития пожара его характер может меняться (от пожара на дыхательных устройствах к внутреннему пожару, от внутреннего пожара к наружному и т.д.).

В силу малых размеров зон действия поражающих факторов пожара на дыхательных устройствах, данный вид пожара может рассматриваться только как начальная стадия пожара горючих жидкостей внутри резервуара.

Основными источниками зажигания являются:

проявление атмосферного электричества;

разряды статического электричества;

механические удары при отборе проб и замере уровня;

фрикционные искры, возникающие в момент разрушения резервуара;

искры электроустановок;

технологические огневые устройства.

На основе анализа причин возникновения и факторов, определяющих исходы аварий, учитывая особенности применяемых на ШПЗ технологических процессов, можно выделить следующие характерные типовые сценарии аварии:

Сценарий 1 (С1) – разлитие нефтепродуктов, сопровождающееся загрязнением промплощадки (в случае разгерметизации резервуаров, арматуры или трубопроводов в пределах обвалования) или загрязнением окружающей природной среды (ОПС) в случае прорыва обвалования.

Сценарий 2 (С2) – пожар разлития нефтепродуктов на открытой площадке (с горением в обваловании или за его пределами при гидродинамическом прорыве обвалования).

Сценарий 3 (С3) – открытый пожар внутри резервуара, который сопровождается горением на свободной поверхности жидкости.

Сценарий 4 (С4) – взрыв ПВС в газовом пространстве резервуара.

Сценарий 5 (С5) - взрыв ПВС в открытом пространстве.

Сценарий 6 (С6) –взрыв ПВС в открытом пространстве с последующим пожаром пролива.

Сценарий 7 (С7) – взрыв ПВС в помещении с последующим пожаром пролива.

Сценарий 8 (С8) – пожар нефтепродуктов в помещении.

Сценарий 9 (С9) – разрыв резервуара хранения при попадании в очаг пожара (BLEVE) с последующим горением образовавшегося облака по модели «огненного шара».

Социально-экономические последствия.

Тяжесть экономических последствий определяется взаимным расположением аварийного оборудования с другими объектами и определена в рамках страхования ОПО (согласно 15 статьи Федерального закона № 116-ФЗ от 21 июля 1997 г.).

Экономический ущерб от аварий на опасных производственных объектах определяется согласно РД 03-496-02 «Методические рекомендации по оценке ущерба при авариях на опасных производственных объектах».

Структура экономического ущерба от аварий на опасных производственных объектах, как правило, включает: полные финансовые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, на котором произошла авария; расходы на ликвидацию аварии; социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей (как персонала организации, так и третьих лиц); вред, нанесенный окружающей природной среде; потери из-за неиспользованных возможностей в результате простоя организации и потери государства от выбытия трудовых ресурсов.

При оценке ущерба от аварии на опасном производственном объекте за время расследования аварии (10 дней) могут быть подсчитаны те составляющие ущерба, для которых известны исходные данные. Окончательно полный ущерб от аварии может быть рассчитан работниками предприятия или (при необходимости) экспертами после окончания сроков расследования аварии и получения всех необходимых данных.

Ущерб от аварии на опасных производственных объектах может быть выражен в общем виде формулой:

где ПА – полный ущерб от аварий, руб.;

ППП – прямые потери организации, эксплуатирующий опасный производственный объект, руб.;

ПЛА – затраты на локализацию/ликвидацию и расследование аварии, руб.;

ПСЭ – социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей), руб.;

ПНВ – потери (убытки) из-за неиспользованных производственных возможностей (или упущенная экономическая выгода), руб.;

ПЭКОЛ – экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды); руб.;

ПВТР – потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности.

Прямые потери (ППП) от аварий можно определить по формуле:

ПОФ – потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) основных фондов (производственных и непроизводственных), руб.;

ПТМЦ – потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) товарно-материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.), руб.;

ПИМ – потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих лиц, руб.

Затраты на локализацию/ликвидацию и расследование аварии (ПЛА) можно определить по формуле:

где ПЛ – расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварий, руб.;

ПР – расходы на расследование аварий, руб.

Социально-экономические потери (ПСЭ) можно определить как сумму затрат на компенсации и мероприятия вследствие гибели персонала и третьих лиц (ПГП и ПГТЛ соответственно) и/или травмирования персонала и третьих лиц (ПТП и ПТТЛ):

Потери из-за неиспользованных возможностей (ПНВ) вследствие аварий рекомендуется определять как часть доходов, недополученных предприятием в результате простоя (ПНП), зарплату и условно-постоянные расходы предприятия, за время простоя (ПЗП) и убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени и пр. (ПШ), а также убытки третьих лиц из-за недополученной прибыли):

Экологический ущерб (ПЭКОЛ) рекомендуется определять как сумму ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды:

ЭА – ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

ЭВ – ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;

ЭП – ущерб от загрязнения почвы, руб.;

ЭБ – ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. лесных массивов) ресурсов, руб.;

ЭО – ущерб от засорения (повреждения) территории обломками (осколками) зданий, сооружений, оборудования и т.д., руб.

Обобщенная структура, рекомендуемая для определения ущерба от аварии на опасных производственных объектах, представлена схематично.

На основе исходных данных, характеристик полей поражающих факторов и критериев поражения человека построены F/N-диаграммы, характеризующие социальный риск и масштабы последствий при авариях на объекте (рис. 1, 2, 3,).

Рис. 1 Частота летальных исходов в результате аварийных ситуаций

Частота событий,

1/год

1,00Е-03

1,00Е-04

1,00Е-05

1,00Е-06

1,00Е-07

0

05

10

15

20

25

30

Количество летальных исходов, № чел.

Рис. 2 Частота санитарных потерь в результате аварийных ситуаций

Частота событий,

1/год

1,00Е-03

1,00Е-04

1,00Е-05

1,00Е-06

1,00Е-06

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Количество санитарных потерь, № чел.

Рис. 3 Диаграмма материального ущерба в результате аварийных ситуаций,

частоты материального ущерба при возможных авариях

1,00Е-03

1,00Е-04

1,00Е-05

1,00Е-06

1,00Е-07

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Количество материального ущерба, не менее G тыс. руб.

Оценка степени загрязнения атмосферного воздуха.

Оценка массы загрязняющих веществ Мi (кг), выбрасываемых в атмосферу при горении нефти, производится согласно «Методики расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при свободном горении нефти и нефтепродуктов» при условии сгорания всей массы нефтепродуктов, участвующих в аварии, по формуле:

где:

Кi – удельный выброс (i) вредного вещества на единицу массы сгоревшего нефтепродукта, кг/кг;

М – масса нефтепродуктов, участвующих в аварии, кг.

Начисление платы за загрязнение окружающей среды производится в соответствии с «Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей среды» (в ред. приказа Госкомэкологии России от 15.02.2000 г., зарегистрированного в Минюсте 24.03.1993 г., №-190).

2.2.5. Определение достаточного состава сил и средств ЛЧС (Н) организаций, а также подразделений пожарной охраны, на случай возгорания нефти и нефтепродуктов, с учетом их дислокации

ТЭЦ-3.

Количество сил и средств, достаточное для ликвидации аварии, определяет председатель КЧС и ПБ Томского филиала.

Согласно расчету необходимых сил и средств, собственных сил и средств ТЭЦ-3 не достаточно для ликвидации ЧС без возгорания нефти.

При угрозе возникновения пожара привлекаются силы аварийно-спасательных формирований сторонних организаций.

ГРЭС-2.

Количество сил и средств, достаточное для ликвидации аварии, определяет директор ГРЭС-2. Согласно расчету необходимых сил и средств, собственных сил и средств организации достаточно для ликвидации ЧС без возгорания нефти.

При угрозе возникновения пожара привлекаются силы аварийно-спасательных формирований сторонних организаций.

ПРК.

Количество сил и средств, достаточное для ликвидации аварии, определяет председатель КЧС ПБ и ПУФ Томского филиала и руководитель СП ПРК Томского филиала.

Согласно расчету необходимых сил и средств, собственных сил и средств организации не достаточно для ликвидации ЧС без возгорания нефти.

При угрозе возникновения пожара привлекаются силы аварийно-спасательных формирований сторонних организаций.

ТПНБ.

В соответствии с Законами РФ «О пожарной безопасности» №69-ФЗ от 21.12.94 и «О защите населения и территорий от ЧС природного и техногенного характера» №68-ФЗ от 21.12.94, Постановлением Правительства РФ «О единой государственной системе предупреждения и ликвидации ЧС» №794 от 30.12.2003г., распоряжением Управляющего (Генерального директора) «Томск-Терминал» №09-Р от 19.05.2005г. создано объектовое звено Томской ТП РСЧС ООО «Томск-Терминал» (далее – ОЗ ТТП РСЧС), в структуру которого входят:

органы управления (КЧС ПБ, штаб ГОЧС, ДДС);

нештатные аварийно-спасательные формирования объектов.

Томская перевалочная нефтебаза является структурным подразделением объектового звена ТП РСЧС ООО «Томск – Терминал».

ООО «Томск – Терминал»

Должность в системе РСЧС

Управляющий (генеральный директор)

Руководитель объекта

Зам. генерального директора по техническим вопросам – главный инженер

Председатель КЧС ПБ

Специалист по МП и РСР

Начальник штаба ГОЧС

Специалист по ГО и ЧС

Помощник начальника штаба ГОЧС

Томская перевалочная нефтебаза

Начальник нефтебазы

Руководитель объекта - член КЧС ПБ

Механик

Командир нештатных АСФ

Для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ (далее - АСДНР) на Томской ПНБ созданы нештатные аварийно-спасательные формирования

Наименование АСФ

Кол-во л/с (чел)

Кол-во техники

Состав

1

Аварийно-техническая группа

5

3

Командир группы – 1 чел.

Водитель трактора – 2 чел.

Эл.газосварщик – 1 чел.

Помощники - 1 чел.

2

Отделение пожаротушения

6

3

Командир отделения – 1 чел.

Пожарные – 5 чел.

3

Пост РХН (санитарный пост)

4

-

Командир поста – 1 чел.

Помощники (санитары) – 3 чел.

4

Звено связи, оповещения и ООП

4

1

Командир звена – 1 чел.

Помощники - 3 чел.

5

Звено по обслуживанию ПРУ

2

-

Командир звена – 1 чел.

Помощники - 1 чел.

ИТОГО:

21

7

На случай возникновения производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий разработана схема оповещения и связи членов КЧС ПБ и руководящего состава структурных подразделений Общества с указанием служебных и домашних телефонов, их домашних адресов. Разработаны маршруты оповещения и сбора. Время сбора членов КЧС в рабочее время составляет 20 мин., в нерабочее – 2 часа. Оповещение персонала производственных объектов в рабочее время осуществляется через систему громкоговорящей связи и по телефонам.

Техническое оснащение нештатных формирований :

Легковой автомобиль «Газель» - 1 ед;

Трактор МТЗ – 1 ед;

Трактор СТ 130 – 1 ед;

Компрессор – 1 ед;

Погрузчик - 1 ед;

Эл. сварочный агрегат – 1 ед;

Дизель генератор – 1 ед;

Пожарная мотопомпа - 3 ед;

Огнетушители: ОП – 100=3 шт, ОВП – 10=21 шт, ОП – 5=26 шт, ОПУ – 5=13 шт, ОУ–5=12 шт.

Различные виды шансового инструмента (лопаты, опоры, ломы, верёвка спасательная верёвка, рукава пожарные и т.д.).

Оснащение средствами индивидуальной защиты персонала нефтебазы, в т. числе пожаротушения:

Наименование

Кол-во

Наименование

Кол-во

Фильтрующие противогазы ПФМГ-96

56

Приборы ДП-22В

1

Изолирующие противогазы ИП-4

2

Приборы ВПХР

2

Костюмы Л-1

2

Аптечки АИ-2

10

Регенеративные патроны РП-4

4

Боевая одежда пожарных

6

Маска панорамная ППМ-88

20

Фонари ФОС - 3

3

Респираторы РПГ-67А

20

Обеспечение аварийно-спасательных формирований медицинскими, индивидуальными средствами защиты осуществляется за счет запасов объекта, лечебных учреждений г. Томска.

Использование средств защиты производится по команде дежурного сотрудника охраны (включение локальной системы оповещения) или самостоятельно при обнаружении утечки (выброса, разлива нефтепродуктов).

Наличие укрытий, защитных сооружений . Для длительного укрытия рабочих, служащих (особенно при низкой температуре) имеется защитное сооружение ГО (ПРУ) на 150 человек, обеспечивающее все режимы жизнеобеспечения укрываемых.

В защитном сооружении ГО при авариях на ТПНБ оборудуется временный медицинский пункт.

Расчет количества необходимой техники для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов и их последствий. На основе моделирования процессов распространения площади разлива нефтепродуктов, произведена оценка необходимого и достаточного количества сил и средств, необходимых для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов. При этом учтено, что работы по ликвидации аварий, связанных с разливами нефтепродуктов и ограниченных территорией объекта, в основном, представляют собой земляные работы, пожаротушение и разбор завалов.

Ликвидация разливов нефтепродуктов. Для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на объекте имеется техника, представленная в таблице. В этой же таблице приведены результаты расчетов необходимого количества техники для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов исходя из определенного ранее максимально возможного объема нефтезагрязненного грунта - 3150 м3 :

Наименование, тип тех­нического средства

Наличное количество технических средств

Техническая характеристика

Необходи­мое кол-во сил и средств

Экскаваторы

0

-

2

Автосамосвалы и грузо­вые автомобили

0

3

Передвижной насос

Мотопомпа «Магирус» - 1 шт

800 л/мин

1

Передвижной насос

Мотопомпа МП-1600- 2шт

1600 л/мин

2

На объекте имеется постоянное наличие свободных емкостей, которые могут использоваться как аварийные.

Ликвидация пожаров нефтепродуктов.

Обеспеченность водой для тушения пожаров на объекте - 1700 м3 .

Для ликвидации пожаров разлития нефтепродуктов на ТПНБ имеются стационарные и передвижные технические устройства:

Расположение

Средства пожаротушения

Технические характеристики средств пожаротушения

Территория резервуарного парка

Передвижной насос

Мотопомпа «Магирус» - 1 шт

800 л/мин

Территория резервуарного парка

Передвижной насос

Мотопомпа МП-1600- 2шт

1600 л/мин

Помещение насосной

Пожарный насос

производительность 300 м3 /час

Территория резервуарного парка

Пожарный павильон с пожарно-техническим оборудованием

5 штук

Территория резервуарного парка

Пожарный кольцевой водопровод

Диаметр – 200 мм

Территория резервуарного парка

Ёмкость с пенообразователем

5 м3

Территория нефтебазы

Водопроводная башня

Дебет 6 м3

Территория нефтебазы

ОП–100=3 шт, ОВП–10=21шт, ОП–5= 26шт, ОПУ–5=3 шт, ОУ–5=12 шт.

Огнетушители порошковые, углекислотные, воздушно-пенные

Ликвидация последствий взрывов ТВС. Анализ имеющейся и необходимой техники для ликвидации последствий взрывов ТВС на объекте (разбор завалов, извлечение пострадавших из-под завалов).

Наименование, тип тех­нического средства

Наличное кол-во сил и средств

Техническая характеристика

Необходимое кол-во сил и средств

Экскаваторы

Общая производительность не менее 180 м3 /ч, общая емкость ковшей - не менее – 1,6 м3

2

Автомобили

Общая грузоподъ­емность – 30 т

3

Трактор

ТМЗ

1

Бульдозер

СТ 130

1

Автокран

Грузоподъёмность-8т

1

Выводы о достаточности имеющихся на Томской перевалочной нефтебазе технических средств для ликвидации максимальной возможной на объекте аварии.

На объекте имеется недостаточное количество техники для сбора и уничтожения загрязнен­ного нефтепродуктов грунта при максимальном разливе в течение 4 часов (Пост. Правительства РФ от 15.04.2002г. № 240). Масштабные аварии, которые не могут быть ликвидированы собственными силами и средствами объекта, ликвидируются силами управления ГО и ЧС Томской области.

На объекте имеется достаточное количество средств пожаротушения, способных ликвиди­ровать возгорание разлива нефтепродуктов (максимальная вероятность пожара разлива нефтепродуктов на территории объекта - 1,92 х 10-4 1/год) (пожар пролива при полной раз герметизации трубопровода с бензином). При возникновении масштабного пожара пролива, при разгерметизации РВС-3000, F=l,5xl0-6 1/год (полное разрушение необходимо привлечение пожарных частей дислоцирующихся на территории г. Томска).

На объекте недостаточно собственной техники для ликвидации последствий взрыва ТВС в случае дрейфа облака (вероятность -5,44х10-8 1/год). Для ликвидации последствий взрывов за территорией нефтебазы могут быть использованы силы ГУ МЧС Томской области.

Проведённый анализ показывает, что устранение любого из шести наиболее опасных сценариев аварий (вероятность реализации которых не превышает 1,10-6 1/год) возможных на объекте, будет ликвидирован только с привлечением сил и средств ГУ МЧС РФ Томской области:

гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС->3000 —> образование свободного разлития бензина -> экологическое загрязнение земли, воздуха;

полная раз герметизация емкости РВС-3000 в обвалование -> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина -> испарение пролива, образование облака ТВС —> дрейф облака + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной;

гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разруше­ние зданий и сооружений ударной волной.

гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива, образование облака ТВС —> источник зажигания -> взрыв облака ТВС -> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной;

гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС-3000 —> образование свободного разлития бензина + источник зажигания —> воспламенение пролива -> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением;

полная разгерметизация железнодорожной цистерны —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.

Томский ШПЗ.

Для расчета необходимого для локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов количества сил и средств, в качестве исходных данных использовались: объемы возможных работ, вид потребной техники, производительность единицы техники, потребное количество техники, время выполнения работ по локализации разлива.

Ликвидация разлива нефтепродуктов – выполнение организационно-технических мероприятий по устранению последствий аварийных разливов нефтепродуктов. ЛРН включает в себя работы по устранению истечения из аварийного источника, локализации разлива и сбору аварийно разлитых нефтепродуктов.

Ликвидация небольших разливов на территории ШПЗ (до нескольких десятков литров) производится силами работников ШПЗ без привлечения сторонних организаций.

Ликвидация больших разливов нефти производится силами Центрального аварийно-спасательного отрядом «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» (свидетельство № 004407 от 26.12.2008г.) и силами Нижневартовского территориального подразделения отряда.

Место дислокации Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций»:

Московская обл., г. Бронницы, Пионерский пер. д. 40.

Место дислокации Нижневартовского территориального подразделения отряда ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций»:

г. Нижневартовск, ул. 60-летия Октября, д.57, тел. 8-(3466)-21-28-16, сот. 8-912-938-67-03.

Проведенные расчеты позволяют утверждать, что количество сил и средств, имеющихся в наличии у ОАО «ЦАСЭО» достаточно для проведения локализации и ликвидации разливов нефти на территории Томского ШПЗ с учетом дислокации отрядов.

При возникновении пожара для его тушения привлекаются подразделения ГПС МЧС РФ.

Согласно боевому уставу пожарной охраны МВД РФ (Приложение №2 к приказу МВД РФ от 5 июля 1995 года № 257) руководитель тушения пожара - прибывшее на пожар старшее должностное лицо, определяет номер (ранг) пожара, осуществляет непосредственное руководство тушением пожара. Руководитель тушения пожара, на принципах единоначалия управляет личным составом, участвующим в тушении пожара, а также привлекаемыми к тушению пожара силами и средствами, достаточность которых определяется во время ведения разведки. Руководитель тушения пожара в зависимости от обстановки на пожаре может создавать оперативный штаб, боевые участки и сектора.

Взаимодействие подразделений противопожарной службы МЧС России и Томского ШПЗ осуществляется на основании требований "Руководства по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках", М.: ГУГПС, 1999.

Численность личного состава пожарного формирования, численность и тактико-технические данные находящихся на вооружении пожарных автомобилей соответствует расчетным характеристикам и нормативным требованиям по обеспечению тушения пожаров на объектах, аналогичных данному ШПЗ.

2.2.6. Мероприятия по предотвращению ЧС (Н)

Общие мероприятия для структурных подразделений Томского филиала ОАО «ТГК-11»по предупреждению чрезвычайных ситуаций включают:

мероприятия по снижению риска;

мероприятия по повышению уровня подготовки руководителей и служащих к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации;

мероприятия по подготовке объектов, их сил и средств к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации;

мероприятия по организации обучения, тренировок и учений;

мероприятия по поддержанию в готовности системы оповещения в случае возникновения аварий или чрезвычайных ситуаций;

мероприятия по созданию резервов материальных и финансовых ресурсов;

меры по осуществлению страхования гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного объекта;

мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в деятельность объекта, а также по противодействию возможным террористическим актам и др.

Обеспечение постоянной готовности сил и средств ликвидации разлива нефтепродуктов СП ТЭЦ-3 Томского филиала ОАО «ТГК-11» достигается:

обучением производственного персонала Томского филиала ОАО «ТГК-11» правилам противопожарной безопасности, проведением вводного и периодического инструктажа по правилам противопожарной безопасности, плановых занятий с персоналом в объеме пожарного минимума согласно нормам пожарной безопасности;

наличием в максимально доступных местах и в готовности к немедленному применению исправного и в достаточном количестве пожарного инвентаря и оборудования по ЛЧС (Н);

обеспечением круглогодичного удобного подъезда средств пожаротушения и других сил и средств ликвидации аварийных разливов к объектам ОАО Томского филиала «ТГК-11».

Готовность сил и средств ликвидации ЧС сторонних организаций обеспечивается в соответствии с существующими ведомственными нормативами.

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.

После каждого использования запасы материалов, инструмента, инвентаря, приспособлений и прочих средств должны пополняться до необходимого уровня.

Для безопасной эксплуатации технологического оборудования, зданий, сооружений, коммунально-энергетических сетей в Томском филиале ОАО «ТГК-11» ежегодно планируется осуществлять следующие мероприятия:

плановое обследование состояния оборудования;

плановую диагностику технологических трубопроводов, резервуаров, отдельных узлов, агрегатов, механизмов повышенной опасности;

проведение плановых испытаний, контрольных замеров технологического оборудования;

проведение паспортизации оборудования;

контроль выполнения графика государственной проверки контрольно-измерительных приборов.

Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ТЭЦ-3.

Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.

При этом визуально должно проверяться:

состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;

состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);

уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.

Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.

Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц.

При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда.

Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство. Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).

Для каждого резервуара при проведении внутреннего осмотра должен быть определен высотный трафарет.

Размеры высотного трафарета следует проверять ежегодно с помощью рулетки с лотом. При изменении размеров высотного трафарета более чем на 3% от определенных при очередном осмотре должен проводиться внеочередной внутренний осмотр резервуара с зачисткой резервуара от донных отложений.

Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.

Контрольный замер уровней при помощи рулетки с лотом производится в конце месяца для сверки приборов и инструментальной инвентаризации остатков мазута.

Резервуары для хранения топлива АЗС на территории СП ТЭЦ-3 автоколонны АТХ Томского филиала оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.

Правильность показаний уровнемеров следует проверять по графику, но не реже одного раза в неделю.

Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня 10,3 м и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня 3,5 м.

При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с).

При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте 9,3 м) измерение уровня мазута в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.

Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня 3,5 м (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута на сжигание ми по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам.

Отбор проб из резервуара или изменение уровня (вручную) должен производиться не реже чем через 2 ч после прекращения налива или слива мазута.

Во время дренирования резервуара (удаление отстоявшейся воды) необходимо следить за стоками, не допуская вытекания мазута из резервуара.

При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле), а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.

При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого резервуар должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта.

При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.

Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному заместителем технического директора ТЭЦ-3.

Внутренний осмотр арматуры мазутопроводов не реже 1 раза в 4 года согласно графику, утвержденному директором СП ТЭЦ-3.

При наружном осмотре трубопроводов должно быть проверено:

состояние изоляции и кожухов;

герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;

состояние опор и подвесок;

плотность сальников арматуры;

наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры; наличие смазки в редукторах электроприводов, плотность их корпусов.

При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.

Для проведения дефектоскопии сварных швов выделяются специально назначенные лица из персонала лаборатории металлов.

Обнаружение неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.

Проверку АВР насосов I и II подъемов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала электроцеха и цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.

Осмотр баков открытого склада маслохозяйства, трубопроводов, запорной арматуры и оборудования маслоаппаратной на предмет отсутствия подтёков масла, целостности прокладок, запорной арматуры, проводится ежедневно оперативным персоналом и 1 раз в неделю мастером по техническому обслуживанию в светлое время суток.

Внеочередные осмотры проводятся при резких изменениях температуры окружающего воздуха в осеннее, весеннее и зимнее время года.

Кроме того, при обходах обращается внимание на состояние обваловки баков открытого склада, исправность электроосвещения, отопления, вентиляции помещения маслоаппаратной, состояние средств пожаротушения.

Техническое освидетельствование резервуаров производится специализированной организацией, которая имеет лицензию на проведение данной работы.

Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.

В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов входят:

наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения нефтепродуктов и др. оборудования;

проверка технической документации;

испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т.п.);

проверка средств пожаротушения;

проверка средств связи;

проверка средств индивидуальной защиты;

проверка вентиляционных систем в производственных помещениях;

проверка входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.

Перечень технических мероприятий по предупреждению АРН и их последствий, реализованных на объекте.

Выход наружу нефтепродуктов возможен при:

нарушении герметичности резервуаров, ж/д и авто цистерн, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;

выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

ошибках производственного персонала;

преднамеренных действиях (диверсиях).

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:

электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;

выполнена молниезащита зданий и сооружений.

защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м;

защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;

сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;

дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;

подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;

для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;

объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;

предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;

управление электрозадвижками выполнено по мест, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;

контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;

для защиты масла от увлажнения баки открытого склада и маслоаппаратной оборудованы воздухоосушителями на трубах дыхания. Замена силикагеля в них производится при изменении цвета индикаторного силикагеля, но не реже одного раза в 6 месяцев.

Территория СП ТЭЦ-3 ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.

Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.

На щите управления установлены следующие сигнальные реле, указывающее нарушение работы оборудования:

уровень в приемной емкости высок;

уровень в расходном резервуаре высок;

уровень в дренажном баке высок;

температура мазута в главном трубопроводе высока (низка);

неисправность цепей АВР насосов;

не поднят блинкер;

давление в напорных магистральных мазутопроводах низко;

аварийное отключение погружных насосов;

аварийное отключение конденсатных насосов;

работа АВР насосов II подъема;

неисправность автоматов на панелях.

Условия безопасного отсечения потоков:

схемой обвязки предусмотрено аварийное отключение либо переключение объекта с помощью запорной арматуры.

Системы аварийного освобождения емкостного технологического оборудования:

наличие системы аварийных и дренажных емкостей.

Оборудование мазутного хозяйства снабжено следующими блокировками:

1. Подготовка цепей АВР к работе.

Условия действия блокировки: включенный в работу насос развил давление 4,2 кгс/см2 для насосов 1 подъема и 20 кгс/см2 II подъема.

Цепи включения АВР насосов подготовлены.

Действие блокировки заключается в следующем. При отсутствии необходимого давления появляется сигнал «Неисправность цепей АВР насосов» при установке ключей блокировки насосов в положение «Резерв».

2. Автоматическое включение резервных насосов I и II подъемов. Условия действия блокировки:

ключ блокировки резервного насоса установлен в положение «Резерв»; цепи схемы АБР подготовлены. Действие блокировки:

включается резервный насос в случаях: понижения давления в напорном патрубке работающего насоса I подъема 4,0 кгс/см2 и насоса 20 кгс/см2 II подъема ниже заданного, или при отключении электродвигателя работающего насоса.

3. Включение резервного трансформатора при потере напряжения на рабочих шинах секций.

Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:

с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;

обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);

оборудование резервуаров защитной обваловкой;

оборудование технологических площадок бордюрами;

наличие на объекте абсорбирующих материалов;

оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;

периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.

Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ГРЭС-2.

Обслуживание мазутного хозяйства возлагается на машиниста - обходчика МНС и контролируется старшим машинистом и начальником смены КЦ и должны руководствоваться:

инструкцией по эксплуатации мазутохозяйства;

противопожарной инструкцией;

ПТБ при обслуживании топливно-транспортного оборудования ТЭС;

должностными инструкциями;

приказами и распоряжениями по эл.станции и КЦ;

правилами внутреннего распорядка;

правилами технической эксплуатации ТЭС.

На КЦ возлагаются следующие обязанности:

контроль за качеством и количеством поступающего мазута;

обслуживание мазутного хозяйства в соответствии с настоящей инструкцией;

подготовка оборудования для проведения ремонтных работ;

технический надзор и приемка систем мазутного хозяйства после ремонта и реконструкций;

ведение регистрации технологических переключений по мазутному хозяйству; ведение журналов дефектов оборудования, технических распоряжений, инструктажа учета проработки руководящих документов, проверки знаний ПТЭ, ПТБ, регистрации нарядов-допусков на проведение газоопасных работ;

организация техучебы изучения ПТЭ, ПТБ, проведения инструктажа и противоаварийных тренировок;

организация рабочих мест;

соблюдение противопожарных правил и содержание средств пожаротушения;

выполнение ПТБ.

Перевод работы мазутного хозяйства из одного режима в другой осуществляется по указанию начальника смены электростанции оперативным персоналом под руководством начальника смены КЦ.

Все операции, связанные с пуском, остановом, нарушениями в работе оборудования и систем, изменениями в технологической схеме мазутного хозяйства, проведением осмотров и проверок действия сигнализации и блокировок, должны быть отражены в оперативном журнале с названием топочного времени выполнения операций.

При эксплуатации мазутного хозяйства не требуется постоянное присутствие обслуживающего персонала в помещении мазутонасосной. Рабочее место машиниста мазутного хозяйства находится в помещении щита управления мазутонасосной. Обслуживание оборудования осуществляется периодическим осмотром и постоянным контролем за обеспечением режима нормальной работы оборудования, четким выполнением графиков осмотров и проверок оборудования.

При эксплуатации мазутного хозяйства должны быть обеспечены необходимые параметры нормальной работы оборудования.

Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.

При этом визуально должно проверяться:

состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;

состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза, окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);

уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.

Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.

Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц. При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда. Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство. Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).

Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.

Правильность показаний уровнемеров следует проверять по мере необходимости, но не реже одного раза в неделю.

Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня заполнения и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня.

При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с). При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте) измерение уровня в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.

Верхний предельный уровень заполнения металлических резервуаров не должен превышать 0,85 проектной высоты.

Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута в котельную но по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам ( паровые регистры при этом должны быть отключены, дренаж на конденсатопроводах от паровых регистров открыт и конденсат слит).

При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле) а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.

При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого, резервуар должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта. При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.

У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации необходимо проводить нивелирование окрайки днища ежегодно или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках не реже чем через 6 месяцев.

В последующие годы, после стабилизации основания, следует производить нивелирование днища не реже, чем через 5 лет.

Обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров (проверка технического состояния, определение фактических толщин металла кровли; стенки и днища резервуара, нивелирование основания резервуара и отмостки) должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в 10 лет. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии должны заноситься в паспорт резервуаров и учитываться при назначении сроков капитального ремонта, определении пригодности к дальнейшей эксплуатации.

Внутренний осмотр резервуаров с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 5 лет. При наличии донных отложений последние должны удаляться.

Капитальный ремонт резервуаров проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначается на основании результатов проверок технического состояния и внутренних осмотров.

Количество сожженного топлива определяется по показаниям расходомеров или обмером в резервуарах мазутного склада. Учет следует вести по калибровочным таблицам каждого резервуара.

Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2.

При осмотре должно быть проверено:

состояние изоляции и кожухов;

герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;

состояние опор и подвесок;

плотность сальников арматуры;

наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры;

наличие смазки в редукторах эл. приводов, плотность их корпусов;

состояние сбросных и предохранительных клапанов.

При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.

Обнаруженные неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.

Проверку АВР насосов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.

Проверку АВР насосов следует проводить в следующем порядке, убедиться в готовности резервного насоса к автоматическому включению. Задвижки на напоре и всасе резервного насоса открыты, вентили манометров открыты, ключ АВР в рабочем положении - указывает номер насоса, находящегося в резерве.

Проверка АВР при исчезновении питания на электродвигателе работающего насоса:

аварийной кнопкой или ключом управления снять питание с работающего насоса;

визуально и по показаниям манометров убедиться, что резервный насос включился в работу;

убедиться в появлении сигнала «Работа АВР»;

включить ранее работавший насос и выключить проверяемый резервный насос.

Ежесуточно в дневную смену необходимо проводить сверку показаний автоматических уровнемеров резервуаров мазута с данными «ручных» уровнемеров.

Проверка системы сигнализации о недопустимом повышении и понижении уровня и температуры в резервуарах проводится совместно с оперативным персоналом ЦТ АИ по графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2, но реже одного раза в неделю.

Все средства измерений должны находиться в исправном состоянии и в постоянной готовности к выполнению измерений.

Все средства измерений подлежат государственной или ведомственной проверке. Сроки этих проверок, а также организации, методика их проведения и отчетность должны соответствовать требованиям стандартов организаций - разработчиков средств изменений и других руководящих документов.

Резервуары для хранения топлива АЗС автоколонны № 1 АТХ оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.

При регенерации масла на стационарно установленных или передвижных центрифугах должно быть организовано постоянное наблюдение персонала (дежурного) за их работой и температурой масла, которая должна поддерживаться в пределах, указанных в технических условиях. Пролитое в процессе очистки масло следует немедленно убирать.

Установка должна немедленно отключаться при появлении течей масла или других неисправностей, угрожающих возникновением пожара или ее разрушением. При работах на передвижной центрифуге должен быть оборудован дополнительный пост первичных средств пожаротушения, если отсутствует постоянный пост в радиусе 20 м.

Слив масла из трансформаторов и реакторов (или их заполнение) на ремонтной площадке, в трансформаторной мастерской, на специальной или монтажной площадке в главном корпусе электростанций должно осуществляться путем подключения переносных шлангов к централизованной разводке маслопроводов маслохозяйства и с использованием специальных баков для этих целей.

Периодически проверять уровень масла в генераторном устройстве. Уровень должен быть на 8 - 10 мм ниже панели (крышки) генераторного устройства. При необходимости трансформаторное масло доливают с пробивным напряжением не менее 45 кВ.

Не реже одного раза в 2 года необходимо определять пробивное напряжение трансформаторного масла из бака высоковольтного трансформатора. Пробивное напряжение должно быть не ниже 35 кВ. Если пробивное напряжение масла ниже 35 кВ, то его заменяют.

Замену желательно производить под вакуумом. Пробивное напряжение масла при замене не должно быть менее 45 кВ.

Перед подачей масла в турбинный цех даётся разрешение на приём масла начальником смены турбинного цеха.

Схема подачи собирается открытием вентиля №14 бака №7 ТМХ, затем открывается вентиль №8 на верхнем коллекторе турбинного масла, с последующим открытием вентиля насоса № 1, после чего запускается 1 насос.

Перед подачей отработанного масла из турбинного цеха также должно поступить распоряжение от начальника смены турбинного цеха.

Для приёма отработанного масла собирается следующая схема: открывается вентиль №3 нижнего коллектора турбинного масла, затем вентиль № 1 маслонасоса, включается маслонасос №1 и перекачивается масло в приготовленную ёмкость открытого склада ТМХ.

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:

электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;

выполнена молниезащита зданий и сооружений. Защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м.;

защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;

сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;

дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;

подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;

для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;

объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;

предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;

управление электрозадвижками выполнено по месту, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;

контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;

для защиты масла от увлажнения баки открытого склада оборудованы воздухоосушителями на трубах дыхания. Замена силикагеля в них производится при изменении цвета индикаторного силикагеля, но не реже одного раза в 6 месяцев;

территория ГРЭС-2 ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.

Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.

Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:

с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;

обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);

оборудование резервуаров защитной обваловкой;

оборудование технологических площадок бордюрами;

наличие на объекте абсорбирующих материалов;

оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;

периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.

Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ПРК.

Контроль технического состояния наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.

При этом визуально должно проверяться:

состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;

состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);

уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.

Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.

Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц.

При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда.

Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство.

Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).

Для каждого резервуара при проведении внутреннего осмотра должен быть определен высотный трафарет.

Размеры высотного трафарета следует проверять ежегодно с помощью рулетки с лотом. При изменении размеров высотного трафарета более чем на 3% от определенных при очередном осмотре должен проводиться внеочередной внутренний осмотр резервуара с зачисткой резервуара от донных отложений.

Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.

Контрольный замер уровней при помощи рулетки с лотом производится в конце месяца для сверки приборов и инструментальной инвентаризации остатков мазута.

Резервуары для хранения топлива АЗС автоколонны № 4 АТХ оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.

Правильность показаний уровнемеров следует проверять по графику, но не реже одного раза в неделю.

Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня 10,5 м и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня 3,5 м.

При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с).

При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте 9,3 м) измерение уровня мазута в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.

Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня 3,5 м (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута на сжигание ни по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам.

Отбор проб из резервуара или изменение уровня (вручную) должен производиться не реже чем через 2 ч после прекращения налива или слива мазута.

Во время дренирования резервуара (удаление отстоявшейся воды) необходимо следить за стоками, не допуская вытекания мазута из резервуара.

При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле), а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.

При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого резервуаров должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта.

При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.

Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному директором СП ПРК Томского филиала ОАО «ТГК-11».

Внутренний осмотр арматуры мазутопроводов не реже 1 раза в 4 года согласно графику, утвержденному директором СП ПРК Томского филиала.

При наружном осмотре трубопроводов должно быть проверено:

состояние изоляции и кожухов;

герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;

состояние опор и подвесок;

плотность сальников арматуры;

наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры; наличие смазки в редукторах электроприводов, плотность их корпусов.

При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.

Для проведения дефектоскопии сварных швов выделяются специально назначенные лица из персонала лаборатории металлов.

Обнаружение неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.

Проверку АВР насосов I и II подъемов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала электроцеха и цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.

Проведение техническое обследование экспертизы промышленной безопасности резервуаров производится специализированной организацией, которая имеет лицензию на проведение данных работ.

Задачами технического обследования экспертизы промышленной безопасности является оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.

В объем периодического технического обследования экспертизы промышленной безопасности на основании действующих нормативно-технических документов входят:

наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения НП и др. оборудования;

техническое диагностирование резервуаров, трубопроводов, оборудования;

техническое обследование зданий и сооружений;

проверка технической документации;

испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т.п.);

проверка средств пожаротушения;

проверка средств связи;

проверка средств индивидуальной защиты;

проверка вентиляционных систем в производственных помещениях;

проверка входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.

Перечень технических мероприятий по предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов и их последствий, реализованных на объекте.

Выход наружу нефтепродуктов возможен при:

нарушении герметичности резервуаров, ж/д и авто цистерн, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;

выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

ошибках производственного персонала;

преднамеренных действиях (диверсиях).

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:

электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;

выполнена молниезащита зданий и сооружений;

защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м;

защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;

сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;

дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;

подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;

для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;

объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;

предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;

управление электрозадвижками выполнено по месту, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;

контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;

территория СП ПРК Томского филиала ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.

Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.

На щите управления установлены следующие сигнальные реле, указывающее нарушение работы оборудования:

уровень в приемной емкости высок;

уровень в расходном резервуаре высок;

уровень в дренажном баке высок;

температура мазута в главном трубопроводе высока (низка);

неисправность цепей АВР насосов;

не поднят блинкер;

давление в напорных магистральных мазутопроводах низко;

аварийное отключение погружных насосов;

аварийное отключение конденсатных насосов;

работа АВР насосов II подъема;

неисправность автоматов на панелях.

Условия безопасного отсечения потоков:

схемой обвязки предусмотрено аварийное отключение либо переключение объекта с помощью запорной арматуры.

Системы аварийного освобождения емкостного технологического оборудования:

наличие системы аварийных и дренажных емкостей.

Оборудование мазутного хозяйства снабжено следующими блокировками:

1. Подготовка цепей АВР к работе.

Условия действия блокировки: включенный в работу насос развил давление 4,2 кгс/см2 для насосов 1 подъема и 20 кгс/см2 II подъема.

Цепи включения АВР насосов подготовлены.

Действие блокировки заключается в следующем.

При отсутствии необходимого давления появляется сигнал «Неисправность цепей АВР насосов» при установке ключей блокировки насосов в положение «Резерв».

2. Автоматическое включение резервных насосов I и II подъемов. Условия действия блокировки:

ключ блокировки резервного насоса установлен в положение «Резерв»; цепи схемы АБР подготовлены.

Действие блокировки:

включается резервный насос в случаях: понижения давления в напорном патрубке работающего насоса I подъема 4,0 кгс/см2 и насоса 20 кгс/см2 II подъема ниже заданного, или при отключении электродвигателя работающего насоса.

3. Включение резервного трансформатора при потере напряжения на рабочих шинах секций.

Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:

с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;

обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);

оборудование резервуаров защитной обваловкой;

оборудование технологических площадок бордюрами;

наличие на объекте абсорбирующих материалов;

оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;

периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.

На объектах ОАО «ТГК-11» разработан «План действия персонала в аварийной ситуации», в котором расписаны действия обслуживающего персонала в аварийной ситуации.

Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ТПНБ.

Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами осуществляется:

внутренний осмотр емкостей с устранением выявленных недостатков по графику не реже одного раза в 5 лет либо по результатам предыдущих обследований;

внешний осмотр баков - ежедневно;

проверка сигнализации предельных уровней в емкостях с нефтепродуктами - еженедельно по графику.

Техническое освидетельствование производится комиссией предприятия, возглавляемой техническим руководителем или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений: начальник участка слива - налива, главный энергетик, начальник лаборатории, инженер по ОТ, ПБ и ТБ.

Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.

В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов входят:

наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения нефтепродуктов и др. оборудования;

проверка технической документации;

испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т.п.);

оценка наличия и технического состояния (с составлением соответствующих актов):

средств пожаротушения;

средств связи;

средств индивидуальной защиты;

вентиляционных систем в производственных помещениях;

входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.

Перечень технических мероприятий по предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов и их последствий, реализованных на объекте.

Выход наружу нефтепродуктов возможен при:

нарушении герметичности резервуаров, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;

выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

ошибках производственного персонала;

преднамеренных действиях (диверсиях).

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:

Технические:

оснащение резервуарного парка хранения НП приборами LIRA 6|1/2; LIRA 7| для осуществления контроля за уровнем в резервуарах;

все резервуары с бензином и дизельным топливом снабжены дыхательными и предохранительными клапанами;

антикоррозийное покрытие наружных поверхностей трубопроводов и резервуаров, позво­ляющее снизить вероятность их раз герметизации за счет коррозийного разрушения;

техническое обследование, диагностика, испытания оборудования;

техническое обслуживание, диагностика, ремонт и восстановление оборудования в соответ­ствии с графиком ППР;

замкнутое земляное обвалование по периметру парка резервуаров, рассчитанное на гидро­статическое давление разлившейся жидкости;

установка на оборудовании специальных устройств, для отвода статического электричества;

применение для освещения нефтебазы, во взрыво – пожароопасных зонах, светильников повышенной надежности против взрыва;

оборудование сливоналивных устройств оперативной громкоговорящей и телефонной связью;

оборудование производственных помещений нефтебазы вентиляцией, соответствующей категории помещения и требованиям ПУЭ;

оборудование помещений и зданий нефтебазы молниезащитой в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты;

наличие разрывов безопасности до зданий и сооружений нефтебазы;

использование искробезопасного инструмента;

устройство системой видео наблюдения (8 камер наблюдения) с записью на жёсткий диск;

на объекте имеется охранно-пожарная сигнализация и ручные пожарные извещатели типа ИПР. Сигналы подаются на приёмно - контрольный, охранно-пожарный концентратор «Топаз» установленная на посту охраны;

на объекте имеется:

кольцевой противопожарный водопровод с пятью пожарными павильонами, внутри имеется комплект необходимого пожарно-технического оборудования, в каждом павильоне установлена кнопка для дистанционного включения противопожарных насосов, там же находится запорная арматура для подключения передвижной пожарной техники и пожарных рукавов со стволами для охлаждения РВС;

на каждом резервуаре установлено по 4 пеногенератора ГПСС-600, соединённые между собой сухотрубом с выводом за обвалование резервуаров;

в насосной установлены пеногенераторы (3шт.) с выводом сухотруба за пределы здания.

Организационные:

постоянный лабораторный контроль за качеством используемых нефтепродуктов и сточных вод;

организация регулярного наблюдения и охраны оборудования;

регулярная очистка территории нефтебазы от мусора, сухой травы, опавших листьев, производственных отходов;

запрещение сливо-наливных операций во время грозы.

Выводы о достаточности технических мероприятий реализованных на Томской перевалочной нефтебазе по предотвращению аварийных разливов нефтепродуктов.

Анализ по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на Томской перевалочной нефтебазе проводился с учётом разрушения обвалования и растекания на площади 4,5га. При разработке проекта были учтены все современные требования по обеспечению безопасности при эксплуатации объекта. Обвалование выполнено таким образом, что при раз герметизации резервуара (РВС-3000) размыва обвалования не произойдёт и разлива за пределы обвалования не будет.

В целях организации мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС на ТПНБ создана объектовая подсистема предупреждения и ликвидации ЧС.

Объектовая подсистема РСЧС включает органы управления, специально уполномоченные решать задачи предупреждения и ликвидации ЧС и организации взаимодействия с областной комиссией по ЧС, силы и средства предупреждения и ликвидации их последствий, систему связи и оповещения.

В КЧС входят специалисты предприятия, ответственные за организацию материально-технического снабжения, оповещения и связи, медицинского обслуживания, противопожарной безопасности и др.

Задачами объектовой подсистемы по ЧС является профилактика ЧС, связанных с разливами нефтепродуктов:

руководство деятельностью и функционированием объектовой подсистемы;

разработка и организация контроля за планированием и осуществлением мероприятий по предупреждению ЧС, повышением надежности работы оборудования, обеспечения промышленной, пожарной и экологической безопасности;

организация подготовки и обучения работающих к действиям в ЧС;

проведение практических занятий, учений, занятий, тренировок добровольной пожарной дружины.

Первоочередные АСР по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов проводятся силами и средствами добровольной пожарной дружины и поста радиационного и химического наблюдения.

До прибытия подразделений пожарной охраны руководителем тушения пожара будет являться начальник ТПНБ, а после создания штаба тушения пожара войдёт в него вместе со специалистами ООО «Томск- Терминал».

Наличие договоров с профессиональными аварийно-спасательными формированиями на обслуживание объекта (при недостаточности собственных сил и средств).

В случае недостаточности собственных сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов могут быть привлечены силы и средства Главного управления МЧС Томской области:

п/п

Подразделения

Количество и марка пожарных автомобилей,

шт.

Численность боевого расчёта, чел.

Расстояние от ПЧ, км

Время следования,

мин.

Время боевого развёртывания

1

ДПД н/б

МП = 2

6

1,5-2

2

ОП ПЧ-3

АЦ-40

2

4

6

1,5-2,0

3

ПЧ-3

АЦ-40=2,

АЛ-30=1

7

7

10

2-2,5

4

ПЧ-10

АЦ-40=2

6

6

8

2-2,5

5

ПЧ-5

АЦ-40=2

6

10

15

2-2,5

6

ПЧ-1

АЦ-40=2

6

10

15

2-2,5

7

ПЧ-2

АЦ-40

4

10

15

1,5-2,0

8

СЧ-16

АГДЗС

5

17

25

1,5-2,0

9

ОГПС-2

АЦ-40

3

7

10

1,5-2,0

10

АЦ-40-2

АЦ-40=2

ПНС-110

6

10

15

3,0-3,5

11

ОГПС-3 ТС

АР-2

2

14

20

1,5-2,0

12

ОГПС-13

АЦ-40

2

20

30

13

Пожарный поезд

1

4

3,0- 4,0

Решения по предотвращению постороннего вмешательства, способного повлечь аварийные разливы нефтепродуктов.

Охрану ТПНБ осуществляет согласно договору № 17/03/Т-03/244 от 17.07. 2003г. ООО «ЧОП «Крон» круглосуточно 3 чел. Территория нефтебазы 5,4 га огорожена по периметру забором из сборных плит.

Сведения о финансовых и материальных ресурсах для локализации и ликвидации последствий аварийных разливах нефтепродуктов.

В ТПНБ создан резерв материальных и финансовых ресурсов (медицинское имущество, средства связи, оборудование, строительные материалы, изделия, в т.ч, трубы, запорно-регулирующая арматура, изоляционные материалы, топливо, средства защиты).

Резервы материальных и финансовых ресурсов для ликвидации ЧС используются при проведении аварийно-спасательных и других неотложных мероприятий по устранению непо­средственной опасности для жизни и здоровья людей.

Распределение резерва материальных средств производится по распоряжению первого руководителя или главного инженера - председателя комиссии по ЧС.

Организация проведения комплексных учений и командно-штабных тренировок по ПЛАРН.

На ТПНБ ежегодно планируются и осуществляются мероприятия по обучению способам защиты и действиям в ЧС руководящего состава и личного состава АСФ, рабочего персонала объекта.

Особое внимание при обучении и подготовке уделяется изучению конкретных обязанностей и правильным действиям при возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий, отработке действий по сигналам ГО и ЧС. Оказанию самостоятельной медицинской помощи и взаимопомощи, выполнению практических действий при ведении спасательных и других неотложных работ, а также при ликвидации последствий ЧС. Обучение работников способам защиты и действиям в ЧС производится путем проведение занятий. Два раза в год проводятся тренировки по выполнению практических действий при возникновении производственных аварий на штатном оборудовании. Организуемые на предприятии нештатные аварийно-спасательные формирования подготавливаются методом практических занятий и тактико-специальных учений с отработкой приемов и способов локализации и ликвидации производственных аварий, спасению (эвакуации) пострадавших и оказанию им первой медицинской помощи.

Учебно-тренировочные занятия и учебные тревоги обеспечивают:

отработку взаимодействия аварийно-спасательных служб, и технологического персонала,
участвующих в ликвидации АРН;

проверку наличия, исправности и эффективности средств оповещения;

проверку доступности и наличия аварийного запаса технических средств для спасения людей;

отработку времени прибытия и готовность аварийно-спасательных служб к ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.

После проведения проводится анализ результатов учебно-тренировочных занятий и тревог с выработкой мер по устранению недостатков и совершенствованию процесса подготовки персонала по действиям при аварийных разливах нефтепродуктов.

Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на Томском ШПЗ.

Руководством Томского ШПЗ в целях предупреждения и смягчения последствий разливов нефтепродуктов на предприятии спланирован и осуществляется комплекс превентивных мероприятий.

Со светлыми нефтепродуктами:

В процессе хранения нефтепродуктов необходимо осуществлять периодический контроль за техническим состоянием резервуаров (герметичность, толщина стенок и днища, отклонение контура днища от горизонтали и образующих стенки от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Оборудование и арматура резервуаров должны подвергаться профилактическому осмотру:

дыхательный клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;

предохранительный гидравлический клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха);

огневой предохранитель - 1 раз в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;

вентиляционный патрубок - один раз в месяц;

задвижки (запорные) – каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;

люк замерной, световой при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц;

сифонный кран - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;

прибор для измерения уровня - не реже одного раза в месяц;

приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц.

Результаты осмотров и устранения неисправностей оборудования резервуара заносятся в журнал осмотра резервуаров (оборудования).

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды (периодически осуществляет слив подтоварной воды). Окрайка днища должна систематически очищаться и не допускаться погружения ее в грунт.

Эксплуатирующие резервуары должны:

соответствовать проекту;

иметь технический паспорт;

быть оснащены оборудованием, предусмотренным проектом;

иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе;

должны иметь базовую высоту (расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка). Базовая высота проверяется ежегодно с оформлением акта.

Резервуары должны периодически зачищаться (раз в 2 года) в соответствии с графиком зачистки. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд – допуск на выполнение работ повышенной опасности. После окончания зачистных работ составляется акт.

Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда – допуска на выполнения работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ. После проведения ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния.

Сведения о проведении ремонта резервуара и резервуарного оборудования, сведения о проведении зачистных работ и обследовании резервуара, сведения о базовой высоте должны отражаться в техническом паспорте на резервуар.

При осуществлении перекачек нефтепродуктов необходимо пользоваться данными настоящей инструкции и данными таблицы по управлению задвижками при перекачке нефтепродуктов.

Для перекачки нефтепродуктов используют насосные станции открытого и закрытого исполнения. Каждый насосный агрегат должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком планово- предупредительных осмотров и ремонтов. Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда допуска на проведение работ повышенной опасности. Данные по работе насосного агрегата ежесменно заносятся в журнал эксплуатации насосных агрегатов. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта.

С темными нефтепродуктами:

В процессе хранения нефтепродуктов необходимо осуществлять периодический контроль за техническим состоянием резервуаров (герметичность, толщина стенок и днища, отклонение контура днища от горизонтали и образующих стенки от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Оборудование и арматура резервуаров должны подвергаться профилактическому осмотру:

дыхательный клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;

вентиляционный патрубок - один раз в месяц;

задвижки (запорные) – каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;

люк замерной, световой при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц;

сифонный кран - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;

прибор для измерения уровня - не реже одного раза в месяц;

приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц.

Результаты осмотров и устранения неисправностей оборудования резервуара заносятся в журнал осмотра резервуаров (оборудования).

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды (периодически осуществляет слив подтоварной воды). Окрайка днища должна систематически очищаться и не допускаться погружения ее в грунт.

Эксплуатирующие резервуары должны:

соответствовать проекту;

иметь технический паспорт;

быть оснащены оборудованием, предусмотренным проектом;

иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе;

должны иметь базовую высоту (расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка). Базовая высота проверяется ежегодно с оформлением акта.

Резервуары для масел с присадками должны зачищаться не менее одного раза в год.

Резервуары для остальных масел должны зачищаться (раз в 2 года) в соответствии с графиком зачистки. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд – допуск на выполнение работ повышенной опасности. После окончания зачистных работ составляется акт.

Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда – допуска на выполнения работ повышенной опасности и наряда - допуска на газоопасные работы. После проведения ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния.

Сведения о проведении ремонта резервуара и резервуарного оборудования, сведения о проведении зачистных работ и обследовании резервуара, сведения о базовой высоте должны отражаться в техническом паспорте на резервуар.

При осуществлении перекачек нефтепродуктов необходимо пользоваться данными настоящей инструкции и данными таблицы по управлению задвижками при перекачке нефтепродуктов.

Для перекачки нефтепродуктов используют насосные станции открытого и закрытого исполнения. Каждый насосный агрегат должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком планово- предупредительных осмотров и ремонтов. Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда допуска на проведение работ повышенной опасности. Данные по работе насосного агрегата ежесменно заносятся в журнал эксплуатации насосных агрегатов. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта.

Организационные мероприятия:

плановая предупредительная работа с работниками ШПЗ по повышению устойчивости функционирования объекта;

организация профессиональной и противоаварийной подготовки обслуживающего персонала, правильное оформление его допуска к работе;

своевременность проверки знаний норм и правил промышленной безопасности, постоянный контроль за их соблюдением;

обучение персонала и аварийных служб действиям по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов;

организация несения дежурно-диспетчерской службы;

организация с целью своевременного обнаружения неисправностей, повреждений и выхода нефтепродуктов;

разработка и постоянная корректировка плана действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

проведение с эксплуатационным персоналом противоаварийных тренировок, на которых отрабатываются действия персонала смены в экстремальных условиях;

создание запаса резервов материально-технических средств для ликвидации последствий ЧС;

подготовка к выводу, рассредоточению и эвакуации рабочих;

проверка аттестационной комиссией инженерно-технического состава по знаниям правил безопасной эксплуатации оборудования;

поддержание постоянного контакта с органами МЧС, привлечение на договорной основе техники и личного состава территориальных формирований города, войск ГО, сил УГПС МЧС.

Проведение государственного надзора и экспертизы, направленных на предупреждение и снижение аварий, катастроф и стихийных бедствий.

Инженерно-технические мероприятия:

проведение сезонных профилактических работ и нормативного технического обслуживания производственного оборудования;

содержание в постоянной готовности средств индивидуальной защиты, инженерной техники, различного инструмента, ремонтного материала, средств пожаротушения, запасов строительных материалов, собирающих средств, других материально-технических средств;

регулярное проведение проверки технического состояния резервуаров, трубопровода, насосного и вентиляционного оборудования, в том числе и специалистами УГПС МЧС.

Для уменьшения вероятности пожаров и их опасных факторов:

своевременность проведения пожарно-профилактической работы;

проведение всех огневых работ только по оформленным нарядам-допускам и разрешениям при соответствующей подготовке рабочего места;

поддержание в постоянной готовности к применению систем автоматического пожаротушения.

Мероприятия по обеспечению защиты персонала и населения:

поддержание в постоянной готовности, совершенствование и расширение существующей системы оповещения и связи объекта и подготовка пункта управления ГОЧС;

подготовка работающего по вопросам действия в условиях ЧС;

проведение тактико-специальных и командно-штабных тренировок по отработке навыков действий в условиях ЧС;

поддержание в готовности к немедленному действию эвакуационной комиссии;

наращивание технической оснащенности аварийно-технических команд и гражданских организаций ГО;

накопление запасов средств индивидуальной защиты обслуживающего персонала и гражданских организаций;

поддержание тесной взаимосвязи с органами МЧС, УВД по вопросам организации оповещения и эвакуации, в случае необходимости, населения.

2.3. Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС (Н)

2.3.1. Уровни реагирования

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Важным звеном в системе реагирования на возможные аварийные ситуации являются силы и средства по локализации и ликвидации нефтяных разливов.

Существует трехуровневая концепция реагирования на нефтеразливы.

Первый уровень реагирования.

ЧС локального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов производятся силами и средствами объекта.

Производятся работы по немедленному ограничению и полной остановке разлива нефтепродуктов, локализации, механическому сбору и утилизации разлившейся нефти.

Реабилитацию загрязненной территории, если это необходимо, производит специализированная организация.

ЧС муниципального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов организуются на первом этапе силами и средствами объекта с последующим подключением сил РСЧС местного уровня и АСФ специализированных организаций.

Второй уровень реагирования.

Второй уровень реагирования осуществляется в рамках территориальной подсистемы РСЧС.

ЧС территориального значения: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов на первом этапе производятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальной подсистемы РСЧС и АСФ специализированных организаций.

ЧС регионального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов на первом этапе проводятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальных подсистем РСЧС, региональных центров аварийно-спасательных и экологических операций, региональных центров МЧС России и АСФ специализированных организаций.

Работы по утилизации генерированных отходов и реабилитации территорий осуществляются силами специализированных подрядных организаций на контрактной основе и по программе, согласованной с органами МПР России и Минсельхоза России.

Третий уровень реагирования.

ЧС федерального значения: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов производятся силами и средствами объекта и других организаций, включенных в план ликвидации возможных аварий на объекте.

Работы по локализации и механическому сбору нефтепродуктов на первом этапе проводятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальных подсистем РСЧС, региональных центров аварийно-спасательных и экологических операций, региональных центров МЧС России, АСФ специализированных организаций.

При необходимости, привлекаются техника, спецсредства и обученный персонал из других регионов, а также АСФ Минобороны России и резервов РСЧС.

В случае рассматриваемого объекта СП ТЭЦ-3, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 3000 м3 и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.

В случае рассматриваемых объектов СП ГРЭС-2, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 1000 м3 и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.

В случае рассматриваемых объектов СП ПРК, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 3492 тонны и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.

ТПНБ.

Аварийные ситуации, связанные с разливами нефтепродуктов на ТПНБ, имеют несколько уровней развития (реагирования). Аварийные ситуации могут быть остановлены, развиваться или перейти на еще более высокий уровень в зависимости от складывающейся обстановки.

Первый уровень (АР-1) характеризуется развитием аварийной ситуации в пределах только одного технологического блока без влияния на смежные и отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации (например, локальный пролив нефтепродуктов при сливо-наливных работах, разгерметизация или порыв топливного шланга и т. п.).

При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 0,5 м³, а площадь свободного разлива до 25м².

Локализация аварийной ситуации 1 уровня производится персоналом ТПНБ без привлечения нештатных АСФ. Производственная деятельность во время ликвидации разлива 1 уровня по решению председателя КЧС ПБ может не приостанавливаться.

Второй уровень (АР-2) характеризуется выходом аварийной ситуации за пределы одного технологического блока с возможностью дальнейшей эскалации аварии( например разлив нефтепродуктов, захватывающий территорию эстакады, разгерметизация технологического трубопровода в резервуарном парке, нарушение герметичности резервуаров и т.п.

При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 50 м³, а площадь свободного разлива до 800м².

Использование нефтепродуктов прекращается. Посторонние лица и техника удаляются с территории нефтебазы. В обязательном порядке уведомляются должностные лица, согласно схемы оповещения. При наличии пострадавших оповещаются медицинские учреждения.

Локализация аварийной ситуации 2 уровня производится силами нештатных АСФ ТПНБ и силами ОП и 1 караула ПЧ-№ 3 ГПС Ленинского района.

Третий уровень (АР-3) характеризуется развитием аварии с разрушением технологического оборудования ТПНБ, поражения лиц, находящихся на территории нефтебазы и за ее пределами (например: разрушение одного или более резервуаров с последующим возгоранием нефтепродуктов).

При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 2000 м³, а площадь свободного разлива до 100 000м².

Ликвидация такого рода аварий и их последствий, проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц с территории нефтебазы проводится с привлечением подразделений ГПС МЧС, ГУ МЧС РФ по ТО, ОВД Ленского района.

Деятельность ТПНБ полностью прекращается. Выполняются в полном объеме все мероприятия по безаварийной остановке производственного процесса. Оповещаются все должностные лица ТПНБ, АУП ООО «Томск-Терминал».

Томский ШПЗ.

Аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов на территории Томского ШПЗ имеет несколько уровней развития. Аварийные ситуации могут быть остановлены, развиваться или перейти на еще более высокий уровень в зависимости от складывающейся ситуации.

Первый уровень (АР-1) характеризуется развитием аварийной ситуации в пределах только одного технологического блока без влияния на смежные и отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации (например – локальный пролив нефтепродуктов при сливо-наливных работах, разгерметизация, пролив из трубопровода и т.д.).

Локализация аварийной ситуации уровня 1-го производится дежурной бригадой, без привлечения аварийно-спасательных формирований. Производственная деятельность во время ликвидации разлива уровня 1 по решению руководства ШПЗ может не приостанавливаться.

Второй уровень (АР-11) характеризуется выходом аварийной ситуации за пределы одного технологического блока с возможностью дальнейшей изоляции аварии (например, разлив нефтепродуктов, захватывающий территорию производственных площадок, разрыв трубопровода и т.д.).

Отпуск нефтепродуктов прекращается. В обязательном порядке уведомляются должностные лица, перечисленные в списке и схеме оповещения. При наличии пострадавших оповещаются медицинские учреждения. Локализация аварийного разлива производится силами дежурной вахты ШПЗ с привлечением «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» (свидетельство № 004407 от 26.12. 2008 г.) и Нижневартовского территориального подразделения отряда.

Третий уровень (АР-111) характеризуется развитием аварий с разрушением технологических объектов территории ШПЗ поражение лиц, находящихся на территории (например, разрушение одного или более резервуаров парка нефтепродуктов с последующим возгоранием нефтепродуктов).

Ликвидация такого рода аварий и их последствий, проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц территории ШПЗ проводятся с привлечением органов Государственной противопожарной службы, местных (территориальных) органов управления МЧС, аварийных спасательных подразделений ГОЧС, органов МВД России, Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.

Деятельность ШПЗ полностью прекращается. Выполняются, в полном объеме, все мероприятия по безаварийной остановке производственного процесса.

В обязательном порядке уведомляются все без исключения должностные лица, перечисленные в списке и схеме оповещения.

Нижний уровень разлива (в соответствии с приказом МПР России «Об утверждении указаний по определению нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации от 03.03.2003г. № 156) составляет:

для ж/д дороги - 10т;

для автодороги – 5т.

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 1-го уровня.

Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью радиотелефона, голосом) оповещает диспетчера и директора предприятия. Директор, получив информацию, анализирует сложившуюся обстановку, приостанавливает операции по отпуску нефтепродуктов и немедленно по телефону оповещает заместителя директора ШПЗ по техническим вопросам.

Управление мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродукта производится директором с рабочего места или с другого места, обеспеченного средствами связи.

В нерабочее время, по решению руководства предприятия в зависимости от обстоятельств, размеров и характера разлива нефтепродуктов, обязанности ответственного руководителя работ может выполнять главный инженер ШПЗ.

Лицо, управляющее мероприятием по ликвидации последствий аварии 1-го уровня обязано:

оценить обстановку;

обеспечить вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно, не участвующих в ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;

организовать выставление дополнительных аншлагов, запрещающих курение и применение открытого огня;

организовать соблюдение режима противопожарной безопасности;

организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку действию штатных средств пожаротушения;

контролировать правильность действий персонала и выполнение своих распоряжений в ходе выполнения мероприятий по сбросу разлившихся нефтепродуктов;

докладывать руководству ШПЗ 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 техники безопасности.

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня.

Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью радиотелефона, голосом) оповещает мастера, который прекращает отпуск нефтепродуктов, анализирует сложившуюся обстановку, немедленно по телефону оповещает руководство.

Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня, непосредственно на месте аварии осуществляет руководитель.

До его прибытия на место аварии обязанности общего руководства работ выполняет дежурная бригада.

Директор ШПЗ, а до его прибытия – дежурная бригада в ходе управления мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня обязаны:

оценить размеры и прогнозировать дальнейший ход развития аварии;

организовать прекращение сливо-наливных работ;

организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию штатных средств пожаротушения;

организовать отключение насосов;

обеспечить соблюдение режима противопожарной безопасности;

организовать вывод из опасной зоны людей, непосредственно не участвующих в ликвидации разлива нефтепродуктов;

вызвать расчет УГПС МЧС;

организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов;

назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива, ведение оперативного журнала;

обеспечить установку предупреждающих и запрещающих знаков;

организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов, недопущение людей и транспортных средств на территорию ШПЗ.

Диспетчер при помощи громкоговорителя оповещает людей, находящихся на территории об опасности.

Работы по локализации и ликвидации разлива нефти производятся силами Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня.

Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня, непосредственно на месте аварии осуществляет директор ШПЗ формирует КЧС, штаб управления по ликвидации аварии, в которой включаются представители территориальных органов управления МЧС, представители Государственной противопожарной службы, представители сил аварийно-спасательных формирований.

Руководитель работ по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня, обязан:

оценить обстановку, выяснить число и местонахождения людей, застигнутых аварией;

организовать безаварийную обстановку производственного процесса ГСМ;

организовать принятие неотложных мер по спасению людей;

при наличии пострадавших организовать оказание первой (доврачебной) помощи;

организовать вывод из опасной зоны людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварии;

вызвать военизированную пожарную часть;

определить необходимость организации дежурства скорой помощи ГИБДД;

обеспечить оцепление опасной зоны, выставление постов и оцеплений на дорогах, ведущих к складу антисептика;

информировать орган управления ГОЧС (Главное управления МЧС России по Томской области) о характере аварии, пострадавших и ходе ведения спасательных работ;

обеспечить эвакуацию пострадавших в лечебные учреждения;

обеспечить привлечение необходимых технических и транспортных средств;

назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива;

ведение оперативного журнала ликвидации аварии с последующим составлением отчета.

Ликвидация аварий и их последствий 3-го уровня , проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц с территории ШПЗ проводятся с привлечением органов Государственной противопожарной службы, местных (территориальных) органов управления МЧС, аварийных спасательных подразделений ГОЧС, органов МВД России, Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.

2.3.2. Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону ЧС (Н)

ТЭЦ-3.

При локализации и ликвидации нефтяного загрязнения решающее значение имеет фактор времени. Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время.

В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ.

Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.

Перечень сил и средств ТЭЦ-3 по предупреждению и ликвидации ЧС:

Кол-во

Наименование формирований,

место дислокации в муниципальном образовании

Телефон руководителя,

(дежурного)

Кол-во

личного

состава

Кол-во

техники

Кол-во автомобильной техники

Кол-во специальной техники

Директор СП ТЭЦ- 3

26-54-49

НСС

26-59-34

1

Сводная команда:

41

командир СВК

1

1

звено разведки

5

2

аварийно-спасательная группа-2

20

3

аварийно-техническая группа-3

12

1

транспортное звено

3

4

Формирования служб:

26

1

звено связи и оповещения

3

1

звено по обслуживанию убежища

5

1

звено выдачи СИЗ индивидуальной защиты

14

1

санитарное звено

4

При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.

Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований Томского филиала ОАО «ТГК-11» и боевого расчета ПЧ-19.

К Ч+ 00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.

Одновременно с введенными силами АСФ на объекте проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.

При необходимости распоряжением председателя КЧС и ПБ собственные НАСФ Томского филиала ОАО «ТГК-11» вводятся в очаг поражения.

Обмен информацией при проведении АСДНР осуществляется по телефонной связи и посыльными.

Осуществление наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, обстановкой на территории объекта и прилегающей территории проводится силами звена разведки (радиационно-технической).

Аварийный ремонт осуществляет АТФ.

Задачи АТФ: при аварии, связанной с утечкой нефтепродукта по причине неисправности технологического оборудования, нарушения герметичности соединений и арматуры, а также при аварии в электроустановках - обеспечить производство оперативно-ремонтных работ, направленных на устранение причины аварии; выполнять распоряжения ответственного руководителя работ по ликвидации аварии; при пожаре обеспечить взаимодействие со специализированными аварийными службами, выполнять распоряжения руководителя тушения пожара.

В виду отсутствия у Томского филиала ОАО «ТГК-11»собственных аттестованных сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на объекте действует договор на оказание услуг с профессиональными АСФ, аттестованным в установленном порядке на проведение данного вида работ (в соответствии с статьей 4 Федерального закона № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».

ГРЭС-2.

Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время. В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ. Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.

В случае привлечения дополнительных сил и средств для ликвидации аварийных и чрезвычайных ситуаций на ГРЭС-2 используются людские и технические резервы организации Томского филиала ОАО «ТГК-11».

Перечень сил и средств ГРЭС-2 по предупреждению и ликвидации ЧС:

Наименование формирования

Количество

Оснащение

формирований

личного состава

приборы РХР

С-ва связи

автотран­ спорт

спец. техника

1.

Сводная команда

4

44

груз. ма-шины

Бульдозер, кран

2.

Звено связи и оповещения

1

3

3.

Звено разведки (радиационной, химической)

1

4

ДРГБ-01-2шт;

ВПРХ- 2 шт.

ИД-1- 5 шт.

4.

Санитарный пост

1

3

5.

Группа обслуживания убежищ и укрытий

1

6

6.

Звено выдачи индивиду­альных средств защиты

1

4

7.

Аварийно-спасательные формирования

4

20

8.

Аварийно-технические формирования

3

12

При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.

Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований Томского филиала ОАО «ТГК-11» структурное подразделение ГРЭС-2 и боевого расчета ПЧ-1.

К Ч+ 00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.

Одновременно силами нештатных АСФ объекта проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.

При необходимости распоряжением председателя КЧС и ПБ собственные НАСФ Томского филиала ОАО «ТГК-11» ГРЭС-2 вводятся в очаг поражения.

Обмен информацией при проведении АСДНР осуществляется по телефонной связи и посыльными.

Осуществление наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, обстановкой на территории объекта и прилегающей территории проводится силами звена разведки (радиационно-технической).

Аварийный ремонт осуществляет АТФ.

Задачи АТФ: при аварии, связанной с утечкой нефтепродукта по причине неисправности технологического оборудования, нарушения герметичности соединений и арматуры, а также при аварии в электроустановках - обеспечить производство оперативно-ремонтных работ, направленных на устранение причины аварии, выполнять распоряжения ответственного руководителя работ по ликвидации аварии; при пожаре обеспечить взаимодействие со специализированными аварийными службами, выполнять распоряжения руководителя тушения пожара.

Томским филиалом ОАО «ТГК-11» заключен договор с открытым акционерным обществом «Центр аварийно-экологических операций Алтайского края» (свидетельство №002578 от 20.03.2007г.) по оказанию услуг для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.

ПРК.

Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время.

В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ.

Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.


Перечень нештатных аварийно-спасательных формирований ПРК ТФ ОАО «ТГК-11»

Полное название НАСФ

Подчи

ненность

формиро

вания

Места

дислока

ции

(область,

город)

Ближай-

ший

аэропорт,

ж/д

станция

Тип

(предназначе-

ние)

НАСФ

Состав

(группы,

посты,

звенья)

Числен-

ность,

личного

состава

НАСФ

Оснащение

(вид и кол-во

основных

технических

средств и

оборудования)

Виды

ЧС, на ликви

дацию которых может привлекаться

НАСФ

Телефон

Время приведения в готовность

руководителя

дежурного диспетчера

Сводная команда СП ПРК

ТФ ОАО «ТГК-11»

634015, г. Томск,

ул. Угрюмова,2

ж/д станция «Томск-2»,

п. «Богашово»

Аэропорт

Инженерная разведка, Аварийно-технические, спасательные работы

СВК

командир СВК

Звено разведки

Аварийно-спасательная группа

Аварийно-техническая группа

транспортное звено

25

1

3

5

13

3

УАЗ-31514 -1, УАЗ-3909 -1, ГАЗ-473214 -1,

ГАЗ-3307 -1,

Урал-555710 -1. экскаватор ЭО-3323-1,№33-34,

экскав ЕК-14 -1,

экскаватор ЭО- 3323 -1, №60-90

РН=1

Ид-1=1

ВПХР =1,

ДРГБ=1

ЧС на объектах энергетики

65-30-38

72-01-65

65-39-94

Ч+3

Звено связи и оповещения СП ПРК

ТФ ОАО «ТГК-11»

634015, г. Томск,

ул. Угрюмова,2

ж/д станция «Томск-2»,

п. «Богашово»

Аэропорт

Организация связи и оповещения

Звено связи

3

8-913-865-56-49

8-909-547-03-37

8-913-826-34-71

ЧС на объектах энергетики

65-30-38

65-39-94

Ч+3

Звено по обслуживанию защитного сооружения ПРК

ТФ ОАО «ТГК-11»

634015, г. Томск,

ул. Угрюмова,2

ж/д станция «Томск-2»,

п. «Богашово»

Аэропорт

Приведение в готовность и обслуживание защитного Сооружения ГО

Звено по обслуживанию защитного сооружения

4

ЧС на объектах энергетики

65-30-38

65-39-94

Ч+3

Звено выдачи индивидуальных средств защиты ПРК

ТФ ОАО «ТГК-11»

634015, г. Томск,

ул. Угрюмова,2

ж/д станция «Томск-2»,

п. «Богашово»

Аэропорт

Организация выдачи СИЗ

Звено выдачи СИЗ

14

противогоз ГП-7 200 шт.,

индив. перевяз пакет 160 шт.,

ЧС на объектах энергетики

65-30-38

65-39-94

Ч+3

Санитарное звено

СП ПРК

ТФ ОАО «ТГК-11»

г. Томск,

ул. Угрюмова,2

ж/д станция «Томск-2»,

п. «Богашово»

Аэропорт

Оказание первой доврачбной помощи

Санитарное звено

3

ЧС на объектах энергетики

65-30-38

65-39-94

Ч+3

всего НАСФ СП ПРК

49

При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.

Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований ТФ ОАО «ТГК-11» и боевого расчета ПЧ-5.

К Ч+ 00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.

Одновременно силами нештатных АСФ объекта проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.

При необходимости распоряжением председателя КЧС и ПБ собственные АСФ ТФ ОАО «ТГК-11» вводятся в очаг поражения.

Обмен информацией при проведении АСДНР осуществляется по телефонной связи и посыльными.

Осуществление наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, обстановкой на территории объекта и прилегающей территории проводится силами звена разведки (радиационно-технической).

Аварийный ремонт осуществляет АТФ.

Задачи АТФ: при аварии, связанной с утечкой нефтепродукта по причине неисправности технологического оборудования, нарушения герметичности соединений и арматуры, а также при аварии в электроустановках - обеспечить производство оперативно-ремонтных работ, направленных на устранение причины аварии, выполнять распоряжения ответственного руководителя работ по ликвидации аварии; при пожаре обеспечить взаимодействие со специализированными аварийными службами, выполнять распоряжения руководителя тушения пожара.

Томским филиалом ОАО «ТГК-11» ежегодно заключается договор на оказание услуг профессиональных АСФ при ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. (Договор с ОГУ «Томская областная поисково-спасательная служба», свидетельство на право проведения АСДНР № 004152 от 06.08.2008г).

ТПНБ.

Для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ на ТПНБ созданы нештатные аварийно-спасательные формирования:

пп

Наименование АСФ

Кол-во л/с (чел)

Кол-во техники

Состав

1

Аварийно-техническая группа

5

3

Командир группы – 1 чел.

Водитель трактора – 2 чел.

Эл.газосварщик – 1 чел.

Помощники - 1 чел.

2

Отделение пожаротушения

6

3

Командир отделения – 1 чел.

Пожарные – 5 чел.

3

Пост РХН (санитарный пост)

4

-

Командир поста – 1 чел.

Помощники (санитары) – 3 чел.

4

Звено связи, оповещения и ООП

4

1

Командир звена – 1 чел.

Помощники - 3 чел.

5

Звено по обслуживанию ПРУ

2

-

Командир звена – 1 чел.

Помощники - 1 чел.

ИТОГО:

21

7

Собственными силами и средствами возможна ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов 1-го уровня (площадь разлива до 25,0 м2 ). При аварийных разливах нефтепродуктов 2-го уровня и выше собственных сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов будет недостаточно. Учитывая удаленность Белоярской нефтебазы от г. Томска, их доставка в зону возможной ЧС на ТПНБ, нецелесообразна. По плану взаимодействия с ГУ МЧС РФ по ТО для ликвидации ЧС будут привлекаться силы и средства других организаций. Доставка их в зону ЧС будет производиться автомобильным транспортом.

Томский ШПЗ.

Во исполнение требований нормативных и правовых документов ОАО «ТрансВудСервис» заключило Договор на обслуживание потенциально опасного объекта по предупреждению и ликвидации разливов нефти и продуктов ее переработки с Центральным аварийно-спасательным отрядом «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» (свидетельство № 004407 от 26.12. 2008 г.) и в его составе - Нижневартовским территориальным подразделением отряда.

Место дислокации Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций»

Московская обл., г. Бронницы, Пионерский пер. д. 40.

Место дислокации Нижневартовского аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций»

Нижневартовское подразделение - Нижневартовск,ул. 60 - летия Октября,д. 57, 8-(3466)-21-28-16, сот. 8-912-938-67-03.

Оснащение ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций»:

п/п

Наименование специальной техники и оборудования

По списку

Примечание

1

Автомобиль УАЗ-3151

1 ед.

2

Автомобиль УАЗ-3962

1 ед.

3

Автомобиль УАЗ-39623 «Скорая помощь»

1 ед.

4

Автомобиль ГАЗ-2752-414

1 ед.

5

Автомобиль ГАЗ-33023 «Фермер»

1 ед.

6

Автомобиль Урал-4320-0111-41

2 ед.

7

Автомобиль Урал-4320-3255 «Вахта»

1 ед.

8

Прицеп бортовой 8332 гп. 8 т.

2 ед.

9

Погрузчик дизельный «ПУМ-500»

1 ед.

10

Контейнер распашной гп. 10 т.

6 ед.

11

Боновое заграждение, 500 мм «Аэромобиль»

4000 м.

12

Боновое заграждение, 750 мм «Аэромобиль»

3000 м.

13

Боновое заграждение, 900 мм

1000 м.

14

Боновое заграждение «Барьер-50»

4000 м.

15

Боновое заграждение «Барьер-75»

4000 м.

16

Боновое заграждение Барьер-90П»

1000 м.

17

Пороговый нефтесборочный комплекс «Лидер-60»

4 ед.

18

Боновое заграждение береговое Т-образное

1000 м.

19

Барьерный нефтесборщик «Лидер-70 Т»

3 ед.

20

Нефтесборщик «СПРУТ-2» 30 м³/час

2 ед.

21

Нефтесборщик «СПРУТ-3» 45 м³/час

2 ед.

22

Передвижная вакуумная установка ПВНУ «Вихрь»

6 ед.

23

Насосная установка «Десми» производительность:

- 30 м³/час

- 60 м³/час

2 ед.

3 ед.

24

Рукава и стволы к мотопомпе

5 к-тов

25

Дизельный агрегат, 6 кВт с осветительной арматурой

20 ед.

26

Осветительное устройство (световая башня)

2 ед.

27

Мачта осветительная «Вепрь» в комплекте на прицепе

1 ед.

28

Аппарат дыхательный с маской «ПРОФИ»

2 к-та

29

Аппарат дыхательный с маской «AUER» АЛЬФА

5 к-тов

30

Лодка надувная «Лидер», 6-8 чел.

4 ед.

31

Лодка надувная «Зодиак»

4 ед.

32

Лодочные моторы «Suzuki» 40 л.с.

4 ед.

33

Лодочные моторы «Yamaha» 60 л.с.

4 ед.

34

Набор якорных систем

20 к-тов

35

Лебёдка с анкерами

20 ед.

36

Ёмкость временного хранения, 6 м³

40 ед.

37

Емкость временного хранения, 100 м³

1 ед.

38

Ёмкость временного хранения, 200 м³

1 ед.

39

Модуль унифицированный, малый «МПУ»

1 к-т

40

Бензорез “HUSGVARNA 371K”

3 ед.

41

Полог для котлована 12х20 м.

2 ед.

42

Устройство для отжима салфеток

10 ед.

43

Салфетки сорбционные

- малые

- большие

2000 шт.

1000 шт.

44

Сорбирующий материал «ЭКОСОРБ»

10 рулонов

45

Многоцелевое судно-катамаран в комплекте с автотрейлером

1 ед.

46

Био «ПАВ»

110 кг.

47

Пленка полиэтиленовая

10 рулонов

48

Медицинская аптечка на 10 чел.

1 к-т

49

УКВ радиостанция “KENWOOD”

15 шт.

50

Средство защиты

105 к-тов

51

Шанцевый инструмент

95 к-тов

52

Жилет сигнальный «Габарит-4» лимонный СВ 5 см.

30 шт.

53

Костюм мужской летний «Нефтяник», тип А

40 к-тов

54

Костюм влагостойкий ПВХ куртка + полукомбинезон(желтый)

40 к-тов

55

Сапоги ПВХ мужские “Lemming”

40 пар

56

Комбинезон защитный «Тайвек Про Тек» классик, белый

60 шт.

57

Комбинезон для хим. защиты «Тайкем F», стандарт. (с носками)

40 шт.

58

Очки «Ультравижн», хим. стойкие, не запотев., панорам. обзор

40 шт.

59

Перчатки трикотажные с точечным покрытием «Техно»

100 пар

60

Перчатки маслостойкие «Хайкрон» 27-602 с полным нитриловым покрытием

64 пары

61

Перчатки –краги маслобензостойкие «Дупло»

64 пары

62

Конус сигнальный

100 шт.

63

Наушники (Peltor) “Optima Ii”, складные, сигнальные (31Дб)

40 шт.

Расстояние от места дислокации Нижневартовского территориального подразделения отряда до территории Томского ШПЗ составляет 1400 км. Время доставки сил и средств – самолетом, готовность к вылету – 1, 5 часа; перелет – 1,5 часа, выгрузка, доставка к месту ЧС(Н) – 1 час, всего: 4,0 часа.

Расстояние от места дислокации Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» до территории ШПЗ составляет 2800 км. Время доставки сил и средств – самолетом, готовность к вылету – 1, 5 часа; перелет – 2 часа, выгрузка, доставка к месту ЧС(Н) – 1 час, всего: 4,5 часа.

Таким образом, состав сил и средств ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций», их дислокация и организация доставки в зону ЧС (Н) позволят локализовать указанные разливы нефти и нефтепродуктов на территории ШПЗ в установленные нормативными правовыми документами сроки.

В соответствии с договором на оказание услуг в области пожарной безопасности, заключенным с ОГПС МЧС России, в зоне ответственности которого находится Томский ШПЗ, ОГПС МЧС России обеспечивает незамедлительное прибытие к месту пожара, тушение и ликвидацию последствий чрезвычайной ситуации.

2.3.3. Зоны ответственности АСФ (Н) и подразделений пожарной охраны

ТЭЦ-3.

Для ликвидации ЧС в Томском филиала ОАО «ТГК-11» созданы формирования ГО и ЧС, участвующие в ликвидации аварийных разливов нефти.

Непосредственно для ликвидации ЧС привлекаются:

нештатное аварийно-спасательное формирование;

аварийно-техническое формирование;

добровольное пожарное формирование.

До прибытия спасательных формирований участие в ликвидации ЧС принимает дежурный персонал объекта.

Зона ответственности собственных АСФ предприятия ограничивается территорией объектов Томского филиала ОАО «ТГК-11».

При возникновении пожара в ликвидации возгорания участвуют подразделения ПЧ-19.

Объектовые формирования

Территориальные формирования

Подразделения

Личный состав

Техника

От кого выделяется

Личный состав

Техника

НАСФ ТЭЦ-3

63

Личный состав ПЧ-19

ГРЭС-2.

Для ликвидации ЧС в Томском филиале ОАО «ТГК-11» созданы формирования ГО и ЧС, участвующие в ликвидации аварийных разливов нефти.

Непосредственно для ликвидации ЧС привлекаются:

нештатное аварийно-спасательное формирование Томского филиала ОАО «ТГК-11»;

аварийно-спасательное формирование ОГУ «Томской поисково-спасательной службы»;

добровольное пожарное формирование (ДПФ).

До прибытия спасательных формирований участие в ликвидации ЧС принимает дежурный персонал объекта.

Зона ответственности собственных АСФ предприятия ограничивается территорией объектов Томского филиала ОАО «ТГК-11».

При возникновении пожара в ликвидации возгорания участвуют в первую очередь подразделения ПЧ-1, а также подразделения других ПЧ, по мере необходимости.

Подразделения пожарно-спасательной охраны

Способ вызова (тел. и др.)

Расстояние до объекта, км

Техника, привлекаемая для тушения по номеру

Дополни­тельные силы

№ 3

№ 4

ПЧ-1

28-22-01

0,3

АЦПЧ-1 1 отд.

АЦПЧ-1 2 отд.

ПЧ-2

28-17-60

3

АЦПЧ-2 1отд.

АЦПЧ-2 2 отд.

АЛПЧ-2

ПЧ-10

40-35-33

12

АЦПЧ-10 1 отд.

АВ ПЧ-10

АЦ ПЧ-10 2 отд.

ГТЧ-3

53-22-01

6

АЦПЧ-3 2 отд.

АЦ ПЧ-3 1 отд.

ПДПЧ-3

АЛПЧ-3

ПЧ-5

67-09-73

7

АЦПЧ-5 2 отд.

АЦПЧ-5 1 отд.

АЛ ПЧ-5

УПЧ

49-12-78

4

АЦУПЧ 1 отд.

АКПЦПЧ

АЦУПЧ

2 отд.

ПЧ-62

64-74-25

6

АЦ ПЧ-62 1 отд.

ОП

76-98-07

7

АЦ ОП 1 отд.

АЦ ОП 3 отд.

ПНС ОП

АЦОП 2 отд.

ОГПС-2

73-16-01

17

АЦОГПС-2 1отд.

СЧ-16

42-78-89

8

АГДЗС СЧ-16

АЦ СЧ-16

АШ СЧ-16

ОРП ОГПС-3

63-31-08

5

АР ОГПС-3

СП ЦЦС

51-48-57

5

АЩ СП ЦУС

ПРК.

Для ликвидации ЧС на ОАО «ТГК-11» созданы формирования ГО и ЧС, участвующие в ликвидации аварийных разливов нефти.

Непосредственно для ликвидации ЧС привлекаются:

нештатное аварийно-спасательное формирование;

аварийно-техническое формирование;

добровольная пожарная дружина.

До прибытия спасательных формирований участие в ликвидации ЧС принимает дежурный персонал объекта.

Зона ответственности собственных АСФ предприятия ограничивается территорией объектов ТФ ОАО «ТГК-11».

При возникновении пожара в ликвидации возгорания участвуют подразделения ПЧ ГУ МЧС РФ по Томской области.

ТПНБ.

Ликвидация ЧС осуществляется в зависимости от границ зон распространения поражающих факторов, количества пострадавших и размеров материального ущерба ЧС и подразделяются на локальные, муниципальные, межмуниципальные, региональные и т.д.

Классификация ЧС в зависимости от уровней разливов нефтепродуктов:

Классификация ЧС и категории разливов

Классификация уровней развития аварийных разливов нефтепродуктов

Зоны ответственности

нештатные АСФ нефтебазы

Аварийно-спасательные службы, подразделения ГПС МЧС

Локального значения - разлив до 100 тн нефтепродуктов, зона ЧС не выходящая за пределы территории нефтебазы с числом пострадавших не более 10чел.

Первый уровень (АР-1)- объем разлившихся нефте-продуктов до 0,5 м3, площадь свободного разлива до 25м2

Участвует только работающий персонал нефтебазы

не участвуют

Муниципального значения-(местного) - разлив от 100 до 500 тн нефтепродуктов с числом пострадавших не более 50 чел., не выходящий за пределы Ленинского района г. Томска либо с разливом до 100 тн нефтепродуктов, выходящий за пределы территории объекта

Второй уровень (АР-2) объем разлившихся нефтепродуктов до 50 м3, площадь свободного разлива до 800м2

Участвуют все нештатные АСФ нефтебазы, КЧС ПБ, оперативная группа КЧС ПБ ООО «Томск-Терминал»

ПЧ-3 Ленинского района, г. Томска

Межмуниципального значения - разлив от 500 до 1000тн нефтепродуктов в пределах Томской области с числом пострадавших не более 50 чел.

Третий уровень (АР-3) объем разлившихся нефтепродуктов до 2000 м3, площадь свободного разлива до 100 000м2

Участвуют все нештатные АСФ ТПНБ, КЧС ПБ, опергруппа КЧС ПБ ООО «Томск-Терминал»

Участвуют аварийно-спасательные службы области, все подразделе-ния ГПС МЧС

Регионального значения - разлив от 1000 до 5000 тн нефтепродуктов в пределах Томской области с числом пострадавших свыше 50, но не более 500 чел.

Третий уровень (АР-3) объем разлившихся нефтепродуктов до 2000 м3, площадь свободного разлива до 100 000м2

Участвуют все нештатные АСФ ТПНБ, КЧС ПБ, опергруппа КЧС ПБ ООО «Томск-Терминал»

Участвуют аварийно-спаса-тельные службы области, все подразделения ГПС МЧС

На ТПНБ могут возникнуть разливы нефтепродуктов.

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 1 уровня.

Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью сирены, телефона, радиотелефона, голосом) оповещает окружающих об опасности. Оператор насосной станции, получив информацию, анализирует сложившуюся обстановку, приостанавливает операции по подаче нефтепродуктов и немедленно по телефону или через посыльных оповещает дежурного сотрудника охраны, который задействует схему оповещения и передает информацию об аварии руководству ООО «Томск-Терминал».

Управление мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов производится руководителем объекта с рабочего места, обеспеченного средствами связи.

Лицо, управляющее мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов 1 уровня, обязано:

оценить обстановку;

обеспечить вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;

организовать вставление дополнительных аншлагов, запрещающих курение и применение открытого огня;

организовать соблюдение режима противопожарной безопасности;

организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию штатных средств пожаротушения;

контролировать правильность действий персонала и выполнение своих распоряжений в ходе выполнения мероприятий по сбору разлившихся нефтепродуктов;

докладывать председателю КЧС ПБ Общества 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 техники безопасности.

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 2 уровня.

Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью сирены, телефона, радиотелефона, голосом) оповещает окружающих об опасности. Оператор насосной станции, получив информацию, анализирует сложившуюся обстановку, приостанавливает операции по подаче нефтепродуктов и немедленно по телефону или через посыльных оповещает дежурного сотрудника охраны, который задействует схему оповещения и передает информацию об аварии руководству ООО «Томск-Терминал».

Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 2 уровня непосредственно на месте аварии осуществляет начальник нефтебазы.

Ответственный руководитель работ (начальник нефтебазы) в ходе управления мероприятиями по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов, обязан:

доложить председателю КЧС ПБ Общества о факте разлива нефтепродуктов, времени и обстоятельствах возникновения разлива;

оценить обстановку и прогнозировать дальнейший ход развития аварии;

организовать прекращение сливно-наливных работ;

обеспечить вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;

вызвать расчет пожарной части (по плану пожаротушении), организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов, недопущение людей и транспортных средств на территорию аварийного объекта;

организовать соблюдение режима противопожарной безопасности;

организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию штатных средств пожаротушения;

назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива;

организовать ведение оперативного журнала;

обеспечить установку предупреждающих и запрещающих знаков;

информировать о ходе ликвидации разлива нефтепродуктов руководство ООО «Томск-Терминал».

Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 3 уровня.

Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 3 уровня непосредственно на месте аварии осуществляет начальник нефтебазы. Формируется штаб управления по ликвидации аварии, в который включаются члены оперативной группы КЧС ПБ Общества, начальник штаба ГОЧС, представители отдела по делам ГОЧС района, ГУ МЧС РФ по ТО, УГПС МЧС.

Ответственный руководитель работ (начальник нефтебазы) в ходе управления мероприятиями по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 3 уровня, обязан:

оценить обстановку и прогнозировать дальнейший ход развития аварии;

организовать безаварийную остановку производственного процесса;

организовать принятие неотложных мер по спасению людей;

при наличии пострадавших организовать оказание первой (доврачебной) помощи;

обеспечить вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;

вызвать расчет пожарной части (по плану пожаротушении), организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов, недопущение людей и транспортных средств на территорию аварийного объекта;

информировать ГУ МЧС РФ по ТО о характере аварии, пострадавших, ходе ведения спасательных работ;

обеспечить эвакуацию пострадавших в лечебные заведения;

обеспечить привлечение необходимых технических и транспортных средств;

назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива;

организовать ведение оперативного журнала для последующего составления отчета.

Томский ШПЗ.

В соответствии с оперативными планами зоной ответственности Центрального аварийно-спасательным отрядом «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» и в его составе – Нижневартовского территориального подразделения отряда, является территория Томской области, где находится Томский ШПЗ.

Зоной ответственности ПЧ ОГПС МЧС России является территория Томского ШПЗ.

2.3.4. Мероприятия по поддержанию в готовности органов управления, сил и средств к действиям в условиях ЧС (Н)

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

В целях обеспечения готовности к действиям в аварийных ситуациях и практической отработки требований Плана по предупреждению и ликвидации разливов нефтепродуктов с персоналом регулярно проводятся учебно-тренировочные занятия и учебные тревоги.

Планы тренировочных занятий и учебных тревог утверждаются председателем КЧС и ПБ и ПУФ Томского филиала ОАО «ТГК-11».

Периодичность учебно-тренировочных занятий - один раз в три года продолжительностью до 8-ми часов.

В ходе учебных тревог отрабатывается одна или несколько позиций Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.

Периодичность учебных тревог - один раз в год.

При неудовлетворительных результатах учебной тревоги, в течение следующих 14 дней проводится повторная тревога.

Ответственность за своевременное и правильное проведение учебных занятий и проверку знаний Плана возлагается на руководителя объекта СП ТЭЦ-3.

Персонал объекта обучается действиям по оказанию доврачебной помощи, к которой относится овладение навыками:

само- и взаимопомощи;

наложение жгута при кровотечении;

наложение повязок;

оказание помощи при низкой температуре.

Знание основных положений Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов каждым работником проверяются ежегодно. Внеочередная проверка знаний производится при переводе на другое рабочее место или по предписанию надзорных органов.

Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и инструктажа в целом по предприятию возлагается на руководителя объекта.

Инструктаж по безопасным приемам и методам труда подразделяется на вводный, первичный, повторный, внеплановый и целевой.

Вводный инструктаж обязательно проходят:

все вновь принимаемые работники, независимо от их образования, стажа работы по профессии, должности, после прохождения медицинского освидетельствования;

рабочие, служащие, инженерно-технические работники сторонних предприятий и организаций, прибывшие для выполнения временных производственных, строительных, монтажных, ремонтных и других работ.

Для обеспечения постоянной готовности сил и средств в установленной степени готовности на ТЭЦ-3 проводятся следующие мероприятия:

1. Обучение персонала действиям при разливе нефтепродуктов (ответственный - начальник смены).

2. Проведение тренировок по локализации разливов нефтепродуктов (ответственный - начальник смены).

3. Периодический осмотр технических устройств, предназначенных для приема и выдачи нефтепродуктов (ответственный - начальник смены)

4. Поддержание в постоянной готовности системы связи и оповещения (ответственный - начальник управления информационных технологий ТФ).

Для обеспечения постоянной готовности сил и средств в установленной степени готовности на ГРЭС-2 проводятся следующие мероприятия:

1. Обучение персонала действиям при разливе нефтепродуктов (ответственный –начальник смены).

2. Проведение тренировок по локализации разливов нефтепродуктов (ответственный - начальник смены).

3. Периодический осмотр технических устройств, предназначенных для приема и выдачи нефтепродуктов (ответственный - начальник смены)

4. Поддержание в постоянной готовности системы связи и оповещения (ответственный - начальник Службы инф. технологий и связи).

Для обеспечения постоянной готовности сил и средств в установленной степени готовности на ПРК проводятся следующие мероприятия:

1. Обучение персонала действиям при разливе нефтепродуктов (ответственный - начальник ОКЦ).

2. Проведение тренировок по локализации разливов нефтепродуктов (ответственный - начальник ОКЦ).

3. Периодический осмотр технических устройств, предназначенных для приема и выдачи нефтепродуктов (ответственный - начальник ОКЦ).

4. Производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности (ответственные – старший мастер ОКЦ, зам. начальника ОКЦ, начальник ОКЦ, начальник СОТ И ПБ СП ПРК, главный инженер СП ПРК, директор СП ПРК).

5. Поддержание в постоянной готовности системы связи и оповещения (ответственный - начальник СДТУ).

ТПНБ.

Организационные мероприятия:

планово-предупредительная работа КЧС ПБ Общества и комиссии по повышению устойчивости функционирования объекта;

организация профессиональной и противоаварийной подготовки обслуживающего персонала, правильное оформление его допуска к работе;

своевременность проверки знаний норм и правил промышленной безопасности, постоянный контроль за их соблюдением;

обучение производственного персонала нефтебазы и личного состав АСФ действиям по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов;

организация несения дежурно-диспетчерской службы;

организация и проведение контроля за состоянием технологического оборудования и резервуарного парка с целью своевременного обнаружения неисправностей, повреждений и выхода нефтепродуктов;

разработка и постоянная корректировка плана действий по предупреждению и ликвидации ситуаций природного и техногенного характера;

проведение с эксплуатационным персоналом противоаварийных тренировок, на которых отрабатываются действия персонала смены в экстремальных условиях;

создание запаса резервов материально-технических средств для ликвидации последствий ЧС;

подготовка к выводу, рассредоточению и эвакуации рабочих и служащих;

проверка аттестационной комиссией инженерно-технического состава знаний правил безопасной эксплуатации оборудования;

поддержание постоянного взаимодействия с ГУ МЧС РФ по Томской области, привлечение на договорной основе техники и личного состава АСФ города, сил ГПС МЧС;

проведение государственного надзора и экспертизы, направленных на предупреждение и снижение последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий.

Инженерно-технические мероприятия:

проводятся сезонные профилактические работы и нормативно-техническое обслуживание производственного оборудования, регулярно проверяется техническое состояние резервуаров, трубопроводов, насосного и вентиляционного оборудования;

проверяется состояние обваловки вокруг резервуаров нефтепродуктов с целю минимизации площади разлива и создается запас стройматериалов для быстрого перекрытия путей распространения разливов вдоль дорог, проездов, впадин местности;

в постоянной готовности к применению системы автоматического пожаротушения;

средства индивидуальной защиты, автомобильная и инженерная техника, ремонтный материал, инструмент, средства пожаротушения, сорбирующие вещества и другие материалы содержатся в постоянной готовности;

для укрытия рабочих, служащих (особенно при низкой температуре) при возникновении ЧС, имеется защитное сооружение ГО (ПРУ) на 150 человек, обеспечивающее все режимы жизнеобеспечения укрываемых. В защитном сооружении ГО при авариях на Томской перевалочной нефтебазе оборудуется временный медицинский пункт.

Инженерно-техническое обеспечение нефтебазы проверяется специалистами Госгортехнадзора РФ, ГУ МЧС РФ, ГПС МЧС РФ.

Мероприятия по обеспечению защиты персонала и населения:

поддержание в постоянной готовности, совершенствование существующей схемы оповещения и связи объекта и подготовка пункта управления в месте дислокации;

подготовка руководящего, командно-начальствующего и личного состава нештатных АСФ по вопросам действий в условиях ЧС;

проведение тактико-специальных учений и командно-штабных тренировок по отработке навыков действий в условиях ЧС;

поддержание в готовности к немедленному действию эвакуационной комиссии;

наращивание технической оснащенности АСФ ТПНБ;

накопление запасов СИЗ для производственного персонала ТПНБ и лично состава АСФ;

поддержание взаимодействия с органами ГОЧС, ОВД Ленинского района, по вопросам эвакуации в случае необходимости, рабочих и служащих ТПНБ.

Томский ШПЗ.

В целях предупреждения и ликвидации возможных чрезвычайных ситуаций, защиты жизни и здоровья персонала и населения, материальных ценностей и окружающей среды на территории Томского ШПЗ проводится подготовка работников к действиям в чрезвычайных ситуациях.

Подготовка к действиям в чрезвычайных ситуациях осуществляется по месту работы путем проведения занятий и самостоятельного изучения действий в чрезвычайных ситуациях с последующим закреплением полученных знаний и навыков на учениях и тренировках.

В целях обеспечения готовности к действиям в аварийных ситуациях практической отработки требований Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов с персоналом регулярно проводится учебно-тренировочные занятия и учебные тревоги. Планы тренировочных занятий учебных тревог утверждается сначала главным инженером, после чего директором Томского ШПЗ.

Периодичность учебных занятий – один раз в три года продолжительностью до 8-ми часов.

В ходе учебных тревог отрабатываются одна или несколько позиций Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.

Периодичность учебных тревог – один раз в год.

При неудовлетворительных результатах учебной тревоги, в течение следующих 14 дней проводится повторная тревога.

Ответственность за своевременное и правильное проведение учебных занятий и проверку знаний Плана возлагается на главного инженера предприятия.

Весь персонал обязан обучаться действиям по оказанию доврачебной помощи, к которой относится овладение навыками:

само- и взаимопомощи;

наложение жгута при кровотечении;

наложение повязок;

оказание помощи при низкой температуре.

Знание основных положений Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов каждым работников проверяются ежегодно. Внеочередная проверка знаний производится при переводе на другое рабочее место или по предписанию надзорных органов.

Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и инструктажа в целом по предприятию возлагается на руководителя Томского ШПЗ.

Инструктаж по безопасным приемам и методам труда подразделяется на вводный, первичный, внеплановый и целевой.

Вводный инструктаж обязательно проходят:

все вновь принимаемые работники, независимо от их образования, стажа работы по профессии должности, после прохождения медицинского освидетельствования;

рабочие, служащие, инженерно-технические работники сторонних предприятий организаций, прибывшие для выполнения временных производственных, строительных, монтажных, ремонтных и других работ;

вводный инструктаж проводится начальником пожарной охраны;

вводный инструктаж проводится с использованием наглядных пособий (плакатов, натурных экспонатов, макетов, моделей, кинофильмов, диафильмов, видеофильмов и т.д.) и современных технических средств обучения;

продолжительность вводного инструктажа устанавливается программой для его проведения, утвержденной директором Томского ШПЗ;

о проведении вводного инструктажа делается запись в журнале регистрации вводного инструктажа с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу;

руководитель не принимает на работу лиц, не прошедших вводного инструктажа и установленного медицинского осмотра;

работники сторонних предприятий и организаций при разовом посещении взрывоопасных объектов сопровождаются работниками этих объектов.

Первичный инструктаж работникам проводится на их рабочих местах до начала производственной деятельности.

Первичный инструктаж проходят:

все вновь принятые работники;

прибывшие работники сторонних предприятий для выполнения производственных, строительных, монтажных, ремонтных и других работ.

Повторный инструктаж проходят все работники, принятые на постоянную работу, независимо от квалификации, образования, стажа работы по профессии и должности, за исключением, освобожденных от данного вида инструктажа. Перечень профессий и должностей, работники которых могут не проходить повторный инструктаж, определяет начальник пожарной охраны. Этот перечень согласовывается и утверждается директором Томского ШПЗ.

Повторный инструктаж работникам проводится с целью углубления и закрепления знаний работниками требований безопасности, которые должны соблюдаться на рабочем месте, для проведения технологических и производственных операций или работ.

Повторный инструктаж проводится в форме собеседования по инструкциям рабочего места с разбором конкретных примеров, допускаемых нарушений техники правил безопасности и их последствий. Кроме того, во время проведения инструктажа:

прорабатываются отдельные положения инструкции, которые не соблюдаются;

разбираются и анализируются имевшие место несчастные случаи, аварии и пожары;

даются объяснения и при необходимости – практический показ, как следует работать безопасными методами, если выявлено неудовлетворительное знание этих методов;

доводятся до сведения приказы, распоряжения и другие документы по охране труда и инструмента, исходящего сырья, материалов и других факторов, влияющих на безопасность труда;

при нарушении работниками требований безопасности труда, которые могли или привели к травме, аварии, пожару, отравлению:

по требованию органов надзора;

при перерывах в работе на 60 и более дней.

Целевой инструктаж проводится при выполнении разовых работ, не связанных с прямыми обязанностями по специальности (погрузочно-разгрузочные и другие разовые работы, уборка территории и т.п.), при ликвидации последствий аварий, пожаров, производстве работ, на которые оформляется наряд-допуск или письменное разрешение.

О проведении первичного, повторного и внепланового инструктажа работники, проводившие инструктаж делают запись в личной карточке работника.

Наряду с указанными выше инструктажами, каждый работник должен пройти теоретическое и практическое обучение безопасным приемам и методам труда.

Продолжительность обучения безопасным приемам и методам труда устанавливается теоретическое обучение:

для вновь поступающих, не имеющих практического опыта работы по профессии – 12 часов;

для вновь поступающих, переводимых и меняющих работу, имеющих практический опыт работы по профессии – 6 часов;

практическое обучение;

для вновь поступающих, переводимых и меняющих работу, имеющих практический опыт работы по профессии не менее 2-х смен.

В период теоретического обучения изучаются инструкции по рабочему месту, действия по Плану ликвидации аварийных ситуаций, средства индивидуальной защиты, извещения и тушения пожаров, имеющиеся на рабочем месте.

При практическом обучении отрабатываются безопасные приемы и методы труда на своем рабочем месте. Все работы работник выполняет под обязательным надзором лица, назначенного для этих целей.

По окончании теоретического и практического обучения каждый работник перед допуском к самостоятельной работе проходит индивидуальную проверку знаний практических навыков безопасного выполнения работ на допуск к самостоятельной работе. Проверку проводит комиссия. Состав комиссии не менее 3-х человек. При этом участие в работе комиссии работника пожарной охраны обязательно.

Если вновь поступивший или переводимый из другого производственного подразделения приходит на такую же работу, какую выполнял перед этим на другом предприятии, он может быть допущен к проверке знаний на допуск к самостоятельной работе без практического обучения при перерыве в работе по профессии не более 3-х месяцев.

Результаты проверки знаний безопасных приемов и методов труда работниками оформляются протоколом, подписанным членами комиссии.

Если вновь принимаемые, меняющие профессию, переводимые на другую работу обучаются профессии, по которой будут работать непосредственно на своих рабочих местах:

аттестация работников на присвоение квалификации совмещается с проверкой знаний по безопасным приемам и методам труда. Комиссия принимает одновременное решение по квалификации и возможности допуска к самостоятельной работе. Отдельный протокол на допуск к самостоятельной работе не требуется. Участие в комиссии работника пожарной охраны является обязательным.

При положительной оценке знаний безопасных приемов и методов труда работником – ему выдается удостоверение с тремя отрывными талонами контроля безопасности (талон предупреждения). Допуск к самостоятельной работе оформляется приказом или распоряжением по производственному подразделению.

При выявлении неудовлетворительных знаний или отсутствии необходимых навыков по безопасному выполнению работ, входящих в обязанность проверяемого, он не допускается к самостоятельной работе, и комиссия назначает срок повторной проверки.

Периодическое обучение правилам безопасности совмещается с курсами (обучением) повышения квалификации работников.

Периодическая проверка знаний работниками безопасных приемов и методов труда проводится:

в случае проведения работ с нарушениями правил безопасности;

по решению руководителя и работников пожарной охраны, если работник показал низкие знания безопасных приемов и методов труда;

по требованию органов государственного надзора и технических инспекторов труда;

во исполнение приказов и распоряжений по предприятию.

Руководящие и инженерно-технические работники предприятия законодательство по охране труда и правилам техники безопасности изучают:

самостоятельно;

на специальных краткосрочных курсах и семинарах по охране безопасности труда;

на курсах, семинарах и других формах повышения квалификации, учебно-тематических планах которых не менее 10% общего объема курса обучения отведено на изучение вопросов охраны и безопасности труда.

Руководящие и инженерно-технические работники, связанные с организацией и проведением работ, а также осуществляющие контроль и технический надзор, подвергаются периодической проверке знаний по охране и безопасности труда не реже одного раза в три года.

Для проведения проверки приказом по предприятию создается комиссия из работников службы охраны труда и пожарной безопасности. В необходимых случаях к работе в комиссии приглашаются представители органов надзора и технической инспекции труда.

Конкретный состав, порядок и форму работы экзаменационной комиссии определяет руководитель Томского ШПЗ.

Результаты проверки знаний оформляются протоколом.

Работники, получившие неудовлетворительную оценку, в срок не более одного месяца должны пройти повторную проверку; при повторной неудовлетворительной оценке рассматривается вопрос об их работе в данной должности.

2.4. Организация управления, система связи и оповещения

2.4.1. Общие принципы управления и структура органов управления

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Управление организацией ЛЧС (Н) включает процесс принятия решения, позволяющий разработать оперативный план действий в соответствии с набором определенных целей. Окончательная цель операции – ослабить эффекты воздействия разлитых нефтепродуктов.

ТПНБ.

ТПНБ, располагаясь на территории Томской области в соответствии с Положением о территориальной подсистеме единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций Томской области, является объектовым звеном территориальной подсистемы единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций Томской области.

ОЗ ТП РСЧС предназначено для организации и проведения мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, а в случаях их возникновения - для ликвидации ЧС и последствий стихийных бедствий на ТПНБ, а также обеспечения защиты населения, проживающего в зоне ее влияния, территории прилегающей к нефтебазе и уменьшения материальных потерь при возникновении ЧС.

Деятельность ОЗ ТП РСЧС организуется в соответствии с правовыми и нормативными документами РФ, Томской области, ведомственными нормативными и инструктивными документами Минэнерго, а также утвержденным Положением об ОЗ ТП РСЧС.

Органы управления ОЗ ТП РСЧС, специально уполномоченные решать задачи предупреждения и ликвидации ЧС, подразделяются на:

координационный орган управления;

постоянно действующий орган управления;

органы повседневного управления.

Координационным органом управления является комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности ОЗ ТП РСЧС в количестве 12 человек.

КЧС ПБ предназначена для организации и проведения мероприятий по предупреждению ЧС природного и техногенного характера, уменьшению ущерба от возможных последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий, управления силами при ликвидации ЧС и всестороннего обеспечения их действий. КЧС ПБ осуществляет свою деятельность через постоянно действующий орган управления и оперативные группы.

Постоянно действующим органом управления является персонал, специально уполномоченный на решение задач в вопросах ГО и ЧС, промышленной, экологической, пожарной безопасности и охране труда (Служба главного инженера в кол-ве 7 человек).

Постоянно действующий орган управления ООО «Томск – Терминал» в ОЗ ТП РСЧС предна­значен для организации и непосредственного руководства мероприятиями по защите персонала и материальных ценностей ООО «Томск – Терминал» от опасностей, возникающих при возник­новении ЧС природного и техногенного характера в мирное время, при ведении военных действий и в следствие этих действий. Организация функционирования постоянно действующего органа управления определяется Положением.

Органом повседневного управления является Служба безопасности (дежурно-диспетчерская служба) в Обществе и на объекте. Деятельность органа повседневного управления при проведении мероприятий и связанных с ними работ по вопросам РСЧС определяется его функциональными задачами и инструктивными обязанностями.

Структура ОЗ ТП РСЧС ООО «Томск – Терминал» состоит из:

органов управления;

нештатных аварийно-спасательных формирований объектов ООО «Томск – Терминал».

Томский ШПЗ.

Организация оповещения об аварийных разливах нефтепродуктов возложена на диспетчера.

Диспетчер отвечает за своевременное оповещение о факте аварийного разлива нефтепродуктов.

Оповещение осуществляется имеющимися средствами связи по заранее разработанному плану. Схемы оповещения постоянно находятся в помещении дежурной вахты.

Номера телефонов оповещаемых лиц и организаций уточняются не реже одного раза в полгода.

Рабочее место диспетчера оборудовано прямой проводной связью с территориальными органами управления МЧС, отрядом Государственной противопожарной службы, подстанциями скорой помощи и медицинскими учреждениями. Для оповещения об аварийных разливах нефтепродуктов на территории ШПЗ имеется телефонная связь.

Оповещение руководства Томского ШПЗ аварийных служб и формирований в зависимости от времени суток и уровня аварийного разлива нефтепродуктов производится по следующим схемам оповещения.

Оповещение в рабочее время – 10 мин.

В нерабочее время – 30 мин.

Срок готовности специальных технических средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на территории Томского ШПЗ составляет 1 час.

Оповещение территориальных органов управления по делам МЧС производится немедленно по форме, установленной табелем срочных донесений (формы 1/ЧС – 4/ЧС).

2.4.2. Состав КЧС и ПБ организаций и рабочих органов

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

В случае чрезвычайных ситуаций работы по ликвидации разливов нефтепродуктов осуществляются в порядке, установленном постановлением Правительства РФ от 30.12.2003 г. № 794 «О единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций».

В Томском филиале ОАО «ТГК-11» создана комиссия по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности (далее КЧС и ПБ).

Комиссия по чрезвычайным ситуациям предназначена для организации и проведения мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС, снижению ущерба от них, координации деятельности и руководства силами и средствами структурных подразделений по вопросам защиты производственного персонала и территорий от ЧС.

Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности Томского филиала ОАО «ТГК-11» включает в себя следующие рабочие органы:

руководство;

группу сбора, обобщения информации о ЧС, оценки и прогнозирования их развития;

группу оперативного реагирования на ЧС;

группу материально-технического обеспечения;

группу финансово-экономического обеспечения.

В зависимости от обстановки, масштаба прогнозируемой или возникшей ЧС, устанавливается один из следующих режимов функционирования КЧС и ПБ:

Режим повседневной деятельности (при нормальной производственно-промышленной, радиационной, химической, биологической или иной обстановке).

В этом режиме КЧС и ПБ проводит следующие основные мероприятия:

организует свою работу в соответствии с годовым и квартальным планом работы;

проводит заседания (раз в квартал, а также по мере необходимости), на которых рассматриваются мероприятия по обеспечению безопасности рабочих и служащих и членов их семей, предупреждению ЧС, ликвидации их последствий и снижению ущерба от них;

принимает в пределах своей компетенции решения, обязательные для исполнения всеми структурными подразделениями Томского филиала ОАО «ТГК-11» независимо от формы их подчинения и форм собственности. В период между заседаниями КЧС и ПБ решения принимает председатель комиссии.

Председатель КЧС и ПБ определяет обязанности своего заместителя и организует работу членов комиссии.

организует наблюдение и контроль за окружающей средой, обстановкой на объекте и прилегающей к нему территории;

планирует выполнение целевых и научно-технических программ и мер по предупреждению ЧС, защиты населения, сокращению возможных потерь и ущерба;

совершенствует подготовку органов управления по делам ГО и ЧС, сил и средств к действиям при ЧС, организует обучение способам защиты и действиям при ЧС;

организует создание и восполнение резервов финансовых и материальных ресурсов для ликвидации ЧС;

организует осуществление целевых видов страхования;

организует разработку планов ликвидации возможных ЧС.

Режим повышенной готовности (при ухудшении любого вида обстановки, при получении прогноза о возможности возникновения ЧС).

В этом режиме КЧС и ПБ проводит следующие основные мероприятия:

обеспечивает круглосуточное дежурство;

принимает на себя непосредственное руководство аварийно-спасательным формированием, формирует при необходимости оперативные группы для выявления причин ухудшения обстановки, выработки предложений по ее нормализации;

усиливает наблюдение и контроль за состоянием окружающей природной среды, обстановкой на потенциально опасных участках и прилегающих к ним территориях, прогнозирует возможность возникновения ЧС и их масштабов;

принимает меры по защите рабочих, служащих, окружающей среды, по обеспечению устойчивого функционирования объекта;

приводит в состояние готовности силы и средства, уточняет планы их действий и выдвижения при необходимости.

Режим чрезвычайной ситуации (при возникновении ЧС).

В этом режиме КЧС и ПБ проводит следующие основные мероприятия:

организует защиту рабочих и служащих;

выдвигает аварийно-спасательные формирования в место ЧС;

определяет границы зоны ЧС;

организует ликвидацию ЧС;

организует работы по обеспечению устойчивого функционирования Томского филиала ОАО «ТГК-11», первоочередному жизнеобеспечению пострадавших от ЧС;

осуществляет непрерывный контроль за состоянием окружающей среды в районе ЧС, за обстановкой на аварийных участках и прилегающих к ним территориям;

с момента возникновения ЧС переходит на непрерывный режим функционирования, определенный председателем комиссии.

ТНПБ.

ОЗ ТП РСЧС ООО «Томск – Терминал» имеет органы управления, специально уполномоченные решать задачи предупреждения и ликвидации ЧС, к которым относятся:

координирующий орган управления;

постоянно действующий орган управления;

органы повседневного управления.

Координирующим органом управления является – комиссия по чрезвычайным ситуациям и пожарной безопасности (КЧС ПБ) ОЗ ТП РСЧС ООО «Томск – Терминал», которая создана приказом генерального директора № 163 от 20.08.2003г. в количестве 12 человек. Председателем КЧС ПБ является – зам. генерального директора по техническим вопросам – главный инженер ООО «Томск – Терминал».

Постоянно действующим органом управления является – персонал, специально уполномоченный на решение задач в вопросах ГО и ЧС, промышленной, экологической безопасности и охране труда. Возглавляет орган управления специалист, уполномоченный на решение задач в вопросах ГО и ЧС Общества.

Постоянно действующий орган управления ОЗ ТП РСЧС ООО «Томск-Терминал» предна­значен для организации и непосредственного руководства мероприятиями по защите персонала и материальных ценностей от опасностей, возникающих при возникновении ЧС природного и техногенного характера мирного времени, при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Органами повседневного управления являются административно-управленческий аппарат, служба безопасности (дежурно-диспетчерская служба), служба главного инженера, служба региональной логистики, планово-экономическая группа, служба автотранспортных перевозок нефтепродуктов.

Оперативная группа для действий в чрезвычайных условиях создана из числа членов КЧС ПБ и специалистов управления исходя из сложившейся обстановки и вида ЧС.

С получением сигнала оповещения (информации, предупреждения) от дежурного сотрудника охраны ТПНБ о возникновении ЧС, председатель КЧС ПБ ООО Томск-Терминал» (по согласованию с генеральным директором) вводит режим Повышенной готовности на нефтебазе.

Общее руководство по проведению АСДНР на ТПНБ осуществляет председатель КЧС ПБ по постоянно действующим каналам и с использованием радиотелефонной сети. В район аварии (к Ч+02.00) высылается оперативная группа КЧС ПБ Общества. Руководство может осуществляться как с основного (ул. Нефтяная, 1) так и с объектового пунктов управления.

Руководство работами по локализации и ликвидации аварии на объекте осуществляется начальником нефтебазы.

Томский ШПЗ.

Ответственным руководителем работ по ликвидации аварии является председатель КЧС – директор ШПЗ.

Вмешиваться в действия ответственного руководителя работ по ликвидации аварии категорически воспрещается.

До прибытия ответственного руководителя работ по локализации аварии спасением людей и ликвидацией аварии руководит дежурная смена ШПЗ.

Руководство работами по тушению пожара до прибытия пожарной части осуществляется силами дежурной смены ШПЗ с учетом выполнения задач, поставленных ответственным руководителем работ по ликвидации аварии.

Лица, вызываемые для спасения людей и ликвидации аварии, сообщают о своем прибытии ответственному руководителю работ и по его указанию приступают к выполнению своих обязанностей.

Обязанности должностных лиц Томского ШПЗ, участвующих в ликвидации аварий, порядок их действия:

Обязанности главного инженера Томского ШПЗ в случае ликвидации аварии:

ознакомившись с обстановкой, немедленно приступает к выполнению мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварий;

выявляет число застигнутых аварией людей, их местонахождение, принимает оперативные меры по спасению людей;

организует оперативный штаб, сообщает о его месте расположения всем исполнителям и постоянно находится в штабе;

проверяет вызов УГПС, скорой медицинской помощи (при травмировании людей), должностных лиц, оповещение организаций;

дает указание об удалении людей из всех опасных зон, о выставлении постов на подступах к месту аварии, назначает дежурных к телефонам;

при продолжительности аварии и времени ее ликвидации более одной смены, а при пожаре с УГПС МЧС, совместно с членами КЧС разрабатывает график по спасению людей и ликвидации аварии;

назначает ответственное лицо для ведения оперативного журнала по ликвидации аварии;

после ликвидации аварии дает разрешение на проведение восстановительно-ремонтных работ и намечает мероприятия по предотвращению повторения подобных аварий.

Обязанности дежурной смены ШПЗ по ликвидации аварии:

получив сообщение об аварии, обеспечивает необходимую связь с должностными лицами и организациями;

немедленно сообщают о произошедшей аварии обусловленными средствами;

по городскому немедленно телефону вызывает пожарную часть, скорую помощь (при наличии пострадавших);

содействует эвакуации людей и оказывает необходимую медицинскую помощь пострадавшим при аварии;

при необходимости, в целях локализации аварии отключают транспортное и технологическое оборудование в соответствии с ПЛАРН;

участвует в ликвидации аварии;

руководит работами по тушению пожара в соответствии с оперативным планом и заданиями директора (руководителя работ) по ликвидации аварии;

обеспечивает из запасов средствами пожаротушения, инструментом и инвентарем всех работников дежурной смены ШПЗ;

информирует ответственного руководителя работ по ликвидации аварии о ходе тушения пожара;

до прибытия директора (руководителя работ) по ликвидации аварии самостоятельно проводит работы по тушению пожара в соответствии с ПЛАРН и обстановкой.

2.4.3. Вышестоящий координирующий орган и организация взаимодействия с ним

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Общее руководство организацией и проведением аварийно-спасательных и других неотложных работ в условиях чрезвычайных ситуаций осуществляется комиссией по чрезвычайным ситуациям и пожарной безопасности.

Непосредственное руководство по организации взаимодействия всех сил и средств, привлеченных к ликвидации ЧС и проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ в условиях чрезвычайных ситуаций, осуществляют руководители ликвидации ЧС.

Руководителями ликвидации ЧС могут назначаться председатель КЧС и ПБ или его заместители или другие должностные лица, определенные планом действий по предупреждению и ликвидации ЧС природного и техногенного характера, к полномочиям которых отнесена ликвидация данных ЧС или назначенные главой субъекта федерации должностные лица.

Полномочия соответствующего руководителя ликвидации ЧС определяются областными правовыми актами, решениями органов местного самоуправления, руководителями организаций в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Управление аварийно-спасательными и другими неотложными работами начинается с момента возникновения ЧС, ликвидация которой осуществляется под непосредственным руководством соответствующих КЧС и ПБ:

локальной - силами и средствами организаций, на территории которых произошла ЧС;

муниципальной - силами и средствами органов управления звена территориальной подсистемы единой государственной системы предупреждения и ликвидации ЧС Томской области;

межмуниципальной и региональной - силами и средствами органов управления Томской ТПЧС;

Решения руководителей ликвидации ЧС являются обязательными для всех граждан и организаций, находящихся в зонах ЧС, если иное не предусмотрено законодательством РФ.

Никто не вправе вмешиваться в деятельность руководителей ликвидации ЧС иначе, как отстранив их в установленном порядке от исполнения обязанностей и приняв руководство на себя или назначив другое должностное лицо.

Руководителю ликвидации ЧС подчиняются все подразделения, участвующие в проведении аварийно-спасательных и других неотложных работ в зоне ЧС. Он несет ответственность за организацию аварийно-спасательных и других неотложных работ, безопасность людей, участвующих в указанных работах.

Руководители ликвидации ЧС обязаны принять все меры по незамедлительному информированию главы субъекта федерации, руководителей организаций о сложившейся обстановке и принятых ими решениях по организации и проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ.

Вышестоящим координирующим органом по отношению к КЧС и ПБ Томского филиала ОАО «ТГК-11» является КЧС и ПБ г. Томска.

Организация взаимодействия с КЧС и ПБ г. Томска осуществляется через председателя КЧС и ПБ Томского филиала ОАО «ТГК-11», с момента возникновения ЧС (Н), при этом осуществляется:

1) Взаимный обмен информацией о ЧС (Н), которая должна содержать следующие сведения:

данные наблюдения о положении нефтяного пятна и источника разлива;

степень угрозы разлива для людей и окружающей среды;

наличие и готовность средств ЛЧС (Н) (количество, типы) в районе разлива технических средств ЛЧС (Н) относительно аварийного объекта;

фактические метеорологические и гидрологические условия в районе разлива;

данные о ходе, эффективности действий и состоянии технических средств ЛРН, количестве собранных нефтепродуктов;

информация по изменению любых условий обстановки в районе проведения операции по ЛЧС (Н).

2) Привлечение и использование сил и средств взаимодействующих организаций и профессиональных аварийно-спасательных формирований для локализации и ликвидации ЧС (Н).

3) Обеспечение безопасности персонала и населения на прилегающей территории.

Томский ШПЗ.

Вышестоящим координирующим органом является комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности (КЧС и ПБ) администрации города Томска. Председателем комиссии является заместитель главы администрации города, его заместителем – начальник управления по делам ГО и ЧС.

Взаимодействие организуется путем установления непосредственного телефонного контакта с председателем КЧС и ПБ, начальником органа управления по делам ГО и ЧС в рабочее время или с оперативными дежурными органа управления по делам ГО и ЧС – круглосуточно. Со стороны Томского ШПЗ взаимодействие с КЧС и ПБ, органами управления по делам ГО и ЧС осуществляет директор ШПЗ и работник по ГОЧС.

2.4.4. Состав и организация взаимодействия привлекаемых сил и средств

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

К привлекаемым силам и средствам относятся силы и средства сторонних организаций, привлекаемые к операциям по ликвидации разливов нефтепродуктов.

Взаимодействие осуществляется по линии оперативных служб и организуется между Томским филиалом ОАО «ТГК-11» и Главным управлением МЧС России по Томской области.

Организация взаимодействия в повседневной деятельности.

В условиях повседневной деятельности организуются взаимодействие при совместном участии в разработке нормативных правовых актов, других документов, в которых устанавливаются нормативные требования по предупреждению и ликвидации ЧС, а также:

проведении совместных тренировок (учений) по проверке реальности соответствующих планов;

обучении органов управления и действующих сил к действиям в условиях ЧС;

обмене опытом, участии в конференциях, семинарах, совещаниях по проблемам предупреждения и ликвидации ЧС;

уточнении планов ликвидации разливов нефтепродуктов и по другим вопросам.

В режиме повседневной деятельности Томского филиала ОАО «ТГК-11» и территориальная подсистема РСЧС, функциональные звенья федеральных органов исполнительной власти занимаются плановой деятельностью, организуют круглосуточное дежурство оперативно-дежурными и дежурно-диспетчерскими службами по контролю за обстановкой, принимают меры по предупреждению и защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, проводят мероприятия по повышению готовности сил и средств для ликвидации ЧС.

Взаимодействие участвующих сторон по предупреждению и ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов осуществляется с учетом возложенных на них задач по следующим направлениям:

прогнозирование, наблюдение и оценка возможных последствий чрезвычайных ситуаций, связанных с аварийными разливами нефтепродуктов;

взаимный обмен информацией по вопросам предупреждения, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с аварийным разливом нефтепродуктов;

согласование решений о выделении сил и средств для предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

обеспечение мероприятий по сохранению здоровья личного состава аварийно-спасательных и медицинских подразделений, формирований и учреждений, других лиц, участвующих в ликвидации чрезвычайных ситуаций.

В соответствии с выше обозначенными задачами за участниками ликвидации закреплен следующий порядок взаимодействия:

Подразделения УГПС, прибыв на место аварии, взаимодействуют с ответственным руководителем ликвидации аварии, способствуют обеспечению противопожарной безопасности на участках аварии. При возникновении возгорания и пожара старшее оперативное должностное лицо ГПС принимает на себя руководство тушением пожара. При этом к нему в подчинение поступают все силы и средства, задействованные при тушении пожара.

Аварийно-спасательное формирование принимает основное участие в ликвидации аварии и ее последствий, подчиняется руководителю ликвидации аварии. Выполняет мероприятия по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов согласно данному Плану.

Персонал мазутохозяйства, маслохозяйства, АЗС (операторы), при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов, выполняет первоочередные мероприятия по локализации аварии, проводит оповещение, подчиняется руководителю ликвидации аварии, назначенному ответственному лицу.

При тушении пожара - подчиняется руководителю тушения пожара.

Сотрудники ГИБДД при пожаре, аварии организуют оцепление зоны чрезвычайной ситуации, обеспечивают беспрепятственный и целенаправленный проезд к месту аварии участвующих в ликвидации аварии сил и средств.

Взаимодействие с подразделениями, участвующими в ликвидации аварии, пожара, осуществляется через руководителя ликвидации аварии, пожара.

Бригада скорой медицинской помощи при выполнении мероприятий по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов обеспечивает оказание первой медицинской помощи пострадавшим в результате разлива и при реализации сценариев, связанных с последующим воспламенением или воспламенением и взрывом нефтепродуктов.

Бригада прибывает на место аварии при наличии пострадавших по требованию руководителя ликвидации аварии.

Сотрудники Росприроднадзора на месте уточняют ущерб компонентам окружающей природной среды для определения величины нанесенного в результате аварийного разлива нефтепродуктов ущерба.

Основными целями взаимодействия являются:

создание эффективного механизма взаимодействия сил в случае угрозы и возникновении ЧС;

повышение степени защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций (прежде всего локального характера), путем совершенствования системы взаимодействия между оперативно-дежурными службами.

Для достижения этих целей необходимо обеспечить установленный порядок взаимодействия, повысить эффективность работы по привлечению аварийно-спасательных служб и формирований различных ведомств и оперативному реагированию на возникшую чрезвычайную ситуацию.

Четкое взаимодействие между оперативно-дежурными службами территориальных органов МЧС и Томским филиалом ОАО «ТГК-11» повысит эффективность действий аварийно-спасательных формирований в ликвидации угрозы жизни и здоровью людей, прежде всего, за счет сокращения времени прохождения тревожного сигнала и сокращения времени на прибытие к месту ЧС дополнительных аварийно-спасательных формирований.

Совместное участие в разработке нормативных правовых актов направлено на установление нормативных требований по предупреждению и ликвидации ЧС.

Такими нормативно-правовыми документами являются указы (постановления), приказы, распоряжения по вопросам привлечения необходимых сил и средств в целях:

ликвидации ЧС;

создания информационно-управляющей системы;

развития современных средств связи и оповещения;

выполнения установленного порядка сбора и обмена информацией в области защиты населения от ЧС природного и техногенного характера.

Порядок, периодичность и тематика проведения тренировок определяется требованиями Организационно-методических указаний по вопросам гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечения пожарной безопасности на год, исходя из необходимости дальнейшего совершенствования вопросов управления, сбора и обмена информацией о ЧС, улучшению взаимодействия между оперативно-дежурными и дежурно-диспетчерскими службами по подготовке и своевременному представлению установленных форм документов.

Организация взаимодействия при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций.

При угрозе и возникновении ЧС руководство и органы управления, привлекаемые для ликвидации ЧС, уточняют:

ранее принятое решение;

план ликвидации разливов нефтепродуктов;

организацию всестороннего взаимного информирования об обстановке;

состав привлекаемых сил и средств.

При угрозе и возникновении аварии на территории объектов Томского филиала ОАО «ТГК-11» осуществляется взаимный обмен информацией о складывающейся обстановке между оперативно-дежурной службой Главного управления и дежурно-диспетчерской службой Томского филиала ОАО «ТГК-11» по существующим каналам связи, системе передачи информации в электронном виде.

Организация взаимодействия при возникновении чрезвычайных ситуаций.

При возникновении ЧС оперативно-дежурными и диспетчерскими службами осуществляется оповещение и доведение информации о ЧС, которая должна включать: тип ЧС; дату и время (московское) возникновения ЧС; место (координаты); причину ЧС; возможную зону поражения; степень опасности ЧС для населения и окружающей среды; задействованные силы и средства; Ф.И.О. руководителя ликвидации ЧС, номера телефонов.

Последующие доклады об оперативной обстановке в зонах ЧС представляются:

в территориальную КЧС и ПБ;

вышестоящим органам управления, по подчиненности - установленным порядком.

Непосредственное руководство проведением аварийно-спасательных и других неотложных работ осуществляет КЧС ПБ Томского филиала ОАО «ТГК-11».

Организация взаимодействия по вопросам материального обеспечения.

Взаимодействие по вопросам материального обеспечения организуется в целях наиболее полного удовлетворения потребностей задействованных сил и средств необходимыми материальными средствами, продовольствием, водой, одеждой, жильем и осуществляется по следующим направлениям:

создание запасов материальных средств;

определение ущерба, нанесенного ЧС;

доставка материальных средств в зоны ЧС и их распределение;

определение порядка использование местной экономической базы, водоисточников, ремонтных, строительных и других предприятий и организаций;

порядок использования аэропортов, железнодорожных станций и транспортных коммуникаций;

порядок определения расчетов за произведенные затраты материальных средств и услуг.

Организация взаимодействия по вопросам технического обеспечения.

Взаимодействие по вопросам технического обеспечения организуется в целях поддержания техники и оборудования ремонтно-восстановительных средств в постоянной готовности к использованию, обеспечению их надежной работы и направлено на:

своевременное техническое обслуживание и ремонт техники и оборудования ремонтно-восстановительных средств;

накопление и подготовку к использованию запасных частей, ремонтных комплектов и материалов;

подготовку специалистов ремонтно-восстановительных средств.

Техническое обеспечение организуется при использовании автомобильной и инженерной техники для проведения АСДНР при ликвидации последствий ЧС.

Очередное техническое обслуживание автомобильной и инженерной техники осуществляется в перерывах между ее использованием на местах работ с привлечением подвижных средств технического обслуживания.

Заправка техники горюче-смазочными материалами осуществляется в местах работ и технического обслуживания подвижными автозаправочными станциями.

Ремонт и восстановление неисправной и вышедшей из строя техники, осуществляется на местах выхода из строя с использованием АТФ.

Обеспечение запасными частями и материалами для проведения технического обслуживания и ремонта машин осуществляется с ближайших складов Томского филиала ОАО «ТГК-11».

Организация взаимодействия по вопросам медицинского обеспечения.

При организации медицинского обеспечения взаимодействие осуществляется в ходе:

разработки нормативной правовой базы по вопросам охраны здоровья и медицинского обеспечения;

обмена оперативной информацией (оповещение), прогнозирования медицинской обстановки;

оказания первой медицинской помощи;

доставке пострадавших в близлежащие лечебные учреждения для оказания врачебной помощи;

ведения медицинского наблюдения.

Организация взаимодействия при подготовке населения и кадров аварийно-спасательных формирований.

Подготовку в области защиты от чрезвычайных ситуаций проходят:

лица, занятые в сфере производства и обслуживания, не включенные в состав органов управления единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (далее именуются - работающее население);

руководители организации.

При подготовке населения, занятого в сфере производства к действиям в чрезвычайных ситуациях взаимодействие осуществляется по вопросам организации подготовки и пропаганды знаний в области защиты от поражающих факторов, возникающих в результате аварий или катастроф.

В ходе подготовки кадров аварийно-спасательных формирований взаимодействие осуществляется при:

издании научно - популярной и учебной литературы;

создании учебных пособий (фильмов, плакатов, муляжей, тренажеров и т.п.);

разработке учебных планов и программ;

организации и проведении занятий по специальной подготовке.

При разливе нефтепродуктов в объеме, превышающем технические возможности собственных АСФ, командир АСФ информирует председателя КЧС и ПБ о необходимости привлечения дополнительных сил для локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов в соответствии с ПЛАС.

Тушение пожаров и проведение связанных с ними аварийно-спасательных работ осуществляется:

на территории ТЭЦ-3 силами и средствами ПЧ-19;

на территории ГРЭС-2 силами и средствами ПЧ-1;

на территории ПРК силами и средствами ПЧ-5, а также, при необходимости, силами других подразделений.

Лица, вызванные для спасения людей и ликвидации аварии, сообщают о своем прибытии ответственному руководителю работ и по его указанию приступают к исполнению своих обязанностей.

При ликвидации аварий с угрозой возникновения пожара, командир АСФ сообщает об угрозе председателю КЧС и ПБ, командиру ДПФ, оповещает пожарную охрану, медицинский пункт и одновременно принимает меры по локализации места аварии. После передачи сообщения об угрозе пожара или ЧС информация передается согласно утвержденной схеме оповещения при угрозе и возникновении чрезвычайных ситуаций на объектах Томского филиала ОАО «ТТК-11».

ТПНБ.

В соответствии с требованиями норм пожарной безопасности (НПБ 201-96) на ТПНБ создано отделение пожаротушения численностью 6 чел. В случае развития самого неблагоприятного сценария развития событий (взрыв в РВС-3000 с последующим воспламенением) собственных сил и средств для локализации и ликвидации пожара будет недостаточно. Поэтому на случай возникновения возможных пожаров на Томской перевалочной нефтебазе специалистами ТПНБ и УГПС МЧС России по ТО разработан оперативный план пожаротушения, который утвержден руководителями УГПС и ТПНБ и проходит ежегодную практическую отработку. Оперативный план разработан из расчета наиболее неблагоприятного сценария событий.

Привлекаемые силы и средства:

Администрация ООО «Томск-Терминал» - 6 чел.

Пожарная техника: АЦ- 40 - 13 ед., АГДЗС - 1ед.; ПНС-110 - 1 ед., АР-2 - 1 ед.; АВ - 1 ед.; Пожарный поезд - 1 ед.; АЛ – 1 ед.

ДПД и персонал нефтебазы – 10 чел

Пожарно-техническое оборудование: ГПС-600 - 5шт.; литер «А»-9 шт. Мотопомпа– 2шт.

Управление организации пожаротушения ГУ МЧС РФ по ТО – 3 чел.

Пенообразователь: ПО-6Т - 2 м3 .

Оперативный штаб ЦУСС ГУ МЧС РФ по ТО - 2 чел.

Инженерное обеспечение: дизель-генератор – 1 ед.; трактор ТМЗ - 1 ед.; трактор СТ-130 – 1 ед.; «Газель» - 1 ед.

Подразделения УГПС ГУ МЧС РФ по ТО - 40 чел.

ООО ЧОП «Крон- Вест» (охрана) – 3 чел.

При ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов организуется взаимодействие с:

Администрациями области, города, района, КЧС ПБ Общества, отделом по делам ГОЧС района;

ГУ МЧС России по Томской области (по необходимости);

ПЧ Ленинского района г. Томска;

ОВД Ленинского района г. Томска;

медицинской службой Ленинского района;

ГУ природных ресурсов по Томской области;

силами и средствами сторонних организаций через КЧС ПБ и отдел по делам ГО и ЧС Ленинского района.

Взаимодействие организуется по вопросам:

сбора и обмена информацией о ЧС;

оповещения об угрозе или возникновении ЧС;

направления и использования сил и средств для ликвидации ЧС;

порядка проведения АСДНР;

обеспечения безопасности населения и персонала.

В случае угрозы или возникновении крупной производственной аварии на ТПНБ предусмотрено оказание практической помощи силами подразделений УГПС ГУ МЧС по Томской области.

Томский ШПЗ.

При угрозе ЧС и ликвидации последствий разлива нефтепродуктов директор ШПЗ организует взаимодействие с:

Администрацией Томской области, Межведомственной комиссией по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности Томской области;

Главным управлением МЧС России по Томской области (при необходимости);

пожарным поездом;

отделом внутренних дел района;

медицинской службой;

Управлением федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Томской области;

Территориальным управлением федерального технологического и экологического надзора по Томской области;

Центральным аварийно-спасательным отрядом «Экоспас» ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» и в его составе - Нижневартовским территориальным подразделением отряда;

поисково-спасательной службой Томской области через Главное управление МЧС России по Томской области;

силами и средствами сторонних организаций – через КЧС города и области, Главное управление МЧС России по Томской области.

Взаимодействие организуется по вопросам:

сбора и обмена информацией о чрезвычайной ситуации;

оповещения об угрозе, или возникновении чрезвычайной ситуации;

направления и использования сил и средств для ликвидации чрезвычайной ситуации;

порядка проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ;

обеспечения безопасности населения и персонала.

Взаимодействие организуется и осуществляется в соответствии со схемой организации взаимодействия с органами и силами, привлекаемыми к действиям при разливах нефтепродуктов на территории Томского ШПЗ.

Информация о чрезвычайной ситуации, связанной с разливом нефтепродуктов, доводится до вышестоящих, контролирующих и других заинтересованных органов в порядке и в сроки, предписанные руководящими документами.

В Территориальное управление федерального технологического и экологического надзора по Томской области информация о чрезвычайной ситуации доводится по т. 8(4212)33-40-20, 8(4212)23-60-95, 8(4212)33-00-29, а также по форме приложения № 2 «Положения о порядке технического расследования на опасном промышленном объекте» (приказ Госгортехнадзора № 40 от 08.06.99 г.).

В Управление федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Томской области – в соответствии с приложением 1 к Указаниям по определению нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации, утвержденных приказом МПР России от 03.03.2003 г. № 156.

После завершения операции по ликвидации разлива нефтепродуктов представляется отчет в Территориальное управление федерального технологического и экологического надзора по Томской области, в Управление федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Иркутской области и в Главное управление МЧС России по Томской области.

Взаимодействие с противопожарной службой города организуется на основе договора на обслуживание организации.

Взаимодействие с профессиональными аварийно-спасательными формированиями организуется на основе договора на обслуживание объекта, заключенного с ОАО «Центром аварийно-спасательных и экологических операций».

Взаимодействие с эвакуационными органами, медицинской службой, а также органами службы охраны общественного порядка осуществляется непосредственно или через органы управления по делам ГО и ЧС города и области.

При угрозе и возникновении разлива нефтепродуктов взаимодействие осуществляется немедленно дежурным диспетчером по телефону в соответствии со схемой оповещения, после чего незамедлительно мобилизуются силы и средства организации на локализацию и ликвидацию разлива нефтепродукта до прибытия профессиональных аварийно-спасательных и пожарных формирований.

2.4.5. Система связи и оповещения, порядок ее функционирования

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Для оповещения об аварийных разливах нефтепродуктов на объектах Томского филиала ОАО «ТГК-11» имеется телефонная сеть, мобильная связь и громкоговорящая связь.

Оповещение состава КЧС ПБ Томского филиала ОАО «ТГК-11» осуществляется дежурным оператором структурного подразделения, на территории которого произошел аварийный разлив нефтепродуктов в нерабочее время по цепочке оповещения согласно утвержденным спискам.

Сбор осуществляется по утвержденным маршрутам с посадочной площадки мкр. Солнечного. Для сбора состава КЧС ПБ в нерабочее время направляется автомобиль дежурного караула и дежурные автобусы.

Номера телефонов оповещаемых лиц и организаций уточняются не реже одного раза в полгода.

Люди, находящиеся непосредственно на территории объекта, оповещаются при помощи системы громкоговорящей связи.

Оператор должен иметь заранее заготовленные тексты речевых сообщений для трех уровней аварийных ситуаций. Передача информации оповещения производится неоднократно (2-3 раза).

Информация, передаваемая участниками ликвидации разлива нефти и нефтепродуктов по каналам связи должна быть оперативной, достоверной, направленной конкретному абоненту.

Оповещение руководства объекта, аварийных служб и формирований в зависимости от времени суток и уровня аварийного разлива нефтепродуктов производится по схеме оповещения.

Помещение штаба по ликвидации ЧС обеспечивается, как минимум, двумя радиостанциями, при этом одна должна иметь независимый источник питания (аккумулятор) и устройство зарядки аккумулятора носимых радиостанций.

Должностные лица обеспечиваются мобильными радиостанциями.

ТПНБ.

Организация оповещения об аварийных разливах нефтепродуктов возложена на дежурного сотрудника охраны ТПНБ.

Дежурный сотрудник отвечает за своевременное информирование о факте аварийного разлива нефтепродуктов, за оповещение руководства Общества и нефтебазы, членов КЧС ПБ.

Оповещение осуществляется имеющимися средствами связи по заранее разработанным схемам оповещения в рабочее и нерабочее время.

Для оповещения должностных лиц и производственного персонала нефтебазы используется локальная система оповещения, телефонная, электрические сирены, радиотрансляционный узел. В рабочее время приведение в готовность сил и средств НАСФ осуществляется по внутренней связи (телефоны, громкоговорящая связь, сирена). В нерабочее время с помощью телефонной связи, автотранспорта, посыльных. Корректировка схемы оповещения производится не реже 1 раза в полугодие.

Рабочее место дежурного сотрудника охраны ТПНБ оборудовано телефонной связью с отделом ГОЧС Ленинского района, ГУ МЧС по Томской области (по необходимости), ПЧ-3 ГПС (01, 53-22-01), станциями скорой помощи.

Оповещение руководителей ООО «Томск-Терминал», ТПНБ, членов КЧС ПБ, личного состава нештатных АСФ нефтебазы в зависимости о время суток и уровня аварийного разлива нефтепродуктов производится по разработанным схемам оповещения.

Томский ШПЗ.

2.4.6. Организация передачи управления при изменении категории ЧС (Н)

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

В зависимости от месторасположения разлива нефти, гидрометеоусловий, влияния на окружающую среду и население уровень разлива может быть признан руководителем работ по ЛЧС (Н) или надзорными органами разливом более высокого уровня реагирования.

При недостаточности собственных сил и средств для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ при локальной, местной, территориальной, региональной и федеральной ЧС соответствующие КЧС и ПБ могут обращаться за помощью в вышестоящие КЧС и ПБ. Вышестоящая КЧС и ПБ может взять на себя координацию или руководство ликвидации этой ЧС и оказать необходимую помощь.

При недостаточности имеющихся сил и средств в установленном порядке могут быть привлечены силы и средства федеральных органов исполнительной власти.

В этом случае, руководство работами по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов переходит на следующий уровень с привлечением соответствующих сил и средств.

При этом руководитель нижестоящего КЧС и ПБ, является членом соответствующего вышестоящего органа управления, а все силы и средства Томского филиала ОАО «ТГК-11», привлекаемые к работам по ликвидации аварийного разлива нефти и нефтепродуктов, передаются под управление Регионального или Федерального КЧС и ПБ.

Финансирование мероприятий по ликвидации ЧС проводится за счет средств организаций, находящихся в зонах ЧС, соответствующих бюджетов и других источников.

ТПНБ.

Ликвидация ЧС осуществляется в соответствии с установленной Правительством РФ классификации чрезвычайных ситуаций и категорий разливов нефти и нефтепродуктов. В зависимости от границ зон распространения поражающих факторов, количества пострадавших и размеров материального ущерба ЧС подразделяются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные.

Организация управления работами по ликвидации ЧС осуществляется в соответствии с установленной Правительством РФ от 30.12.2003г. №794 «О единой государственной системе предупреждения и ликвидации ЧС» классификацией чрезвычайных ситуаций:

локальной – силами и средствами организации (руководство осуществляется КЧС ПБ ООО «Томск-Терминал»);

муниципальной – силами и средствами органа местного самоуправления (руководство осуществляется КЧС ПБ г. Томска);

региональной – силами и средствами органа исполнительной власти Томской области (руководство осуществляется КЧС ПБ ТО).

Порядок передачи управления при изменении категории ЧС (Н) осуществляется в зависимости от конкретно складывающейся обстановки.

Томский ШПЗ.

При недостаточности собственных сил и средств для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ при локальной, муниципальной и региональной ЧС соответствующие КЧС и ПБ могут обращаться за помощью в вышестоящие координирующие органы. Вышестоящая КЧС и ПБ может взять на себя координацию или руководство по ликвидации этой ЧС и оказать необходимую помощь.

При недостаточности имеющихся сил и средств в установленном порядке могут быть привлечены силы и средства федеральных органов исполнительной власти. Финансирование мероприятий по ликвидации ЧС проводится за счет средств организаций, находящихся в зонах ЧС, соответствующих бюджетов и других источников.

3. Оперативная часть

3.1. Первоочередные действия при ЧС (Н)

3.1.1. Оповещение о чрезвычайной ситуации

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Оповещение об аварийной ситуации персонала объекта, администрации предприятия, местных и территориальных административных и надзорных органов исполнительной власти РФ в Томском филиале ОАО «ТГК-11» производится согласно схеме оповещения.

Для оповещения должностных лиц производственных подразделений Томского филиала ОАО «ТГК-11», надзорных органов и других заинтересованных организаций, на объектах Томского филиала ОАО «ТГК-11» предусмотрен комплекс системы связи и оповещения.

Информация о разливе нефтепродуктов поступает на начальника смены станции.

НСС должен немедленно известить директора, его заместителей, руководство и специалистов производственных подразделений.

При оповещении сообщается минимальная необходимая информация, включающая следующие сведения:

тип аварии;

наименование и адрес объекта;

источник аварийного разлива;

количество разлившейся нефти и нефтепродуктов;

причину возникновения аварийного разлива;

предпринятые на текущий момент меры по ликвидации аварийного разлива нефти и нефтепродуктов.

Кроме того, сообщается дополнительная информация по требованию оповещаемого лица.

При аварийных ситуациях с железнодорожными вагонами, представляющих угрозу поражения людей, пожара или загрязнения окружающей среды, при сходе вагона ответственный за выгрузку инженер также извещает, через дежурного станции примыкания Копылово Западно-Сибирской ж.д., начальника станции.

ТПНБ.

Для своевременного оповещения производственного персонала ТПНБ и населения, проживающего вблизи нефтебазы о чрезвычайной ситуации, создана и поддерживается в постоянной готовности локальная система оповещения, базирующаяся:

на круглосуточном диспетчерском пункте нефтебазы;

на электросирене С-40 =1 шт;

на телефонной связи с городской пожарной частью;

на телефонной связи через городскую АТС - 6 абонентов;

на телефонной связи с оперативным дежурным ГУ МЧС по Томской области;

на ведомственной (местной) телефонная связи (мини АТС Panasonic)- 16 абонентов;

на усилителе мощностью 25 Вт;

на громкоговорителях 10 ГР-М - 3 шт.

Руководящий состав нефтебазы включен в стойку центрального оповещения (СЦВ) управления по делам ГО и ЧС города.

Управление локальной системой оповещения осуществляется дежурным сотрудником охраны нефтебазы. Запуск электросирены С-40 производится с пульта дежурного сотрудником охраны и пункта ГУ МЧС России по ТО.

Порядок оповещения о чрезвычайных ситуациях.

Первичная информация о чрезвычайной ситуации поступает на пульт старшему сотруднику охраны. Дежурный сотрудник с получением сообщения о чрезвычайной ситуации обязан:

уточнить метеоданные, оценить обстановку;

включить кнопку запуска электросирены;

доложить Управляющему (генеральному директору) и главному инженеру - председателю комиссии по ЧС ПБ о масштабах аварии и с их разрешения задействовать Схему оповещения и сбора руководящего состава, нештатных АСФ;

доложить оперативному дежурному ГУ МЧС по Томской области;

по громкоговорящей связи объявить информацию по территории нефтебазы и для населения, проживающего вблизи объекта;

по техническим средствам связи объявить сигнал «Объявлен сбор» и сообщить информацию городской пожарной части № 3;

оповестить и организовать сбор комиссии по ЧС ПБ согласно Схемы оповещения;

сделать запись в оперативном журнале о чрезвычайной ситуации и принятых мерах;

подготовить информацию для донесений в ГУ МЧС по Томской области.

по прибытии руководителя – Управляющего (генерального директора), главного инженера доложить о выполненных мероприятиях.

Организация оповещения и информация об обстановке и действиях органов управления привлекаемых сил, рабочих и служащих объекта осуществляется по радиотрансляционной сети, поисковой, телефонной связи или посыльными.

При возникновении на объекте аварийной ситуации вводится «Чрезвычайный режим».

Сотрудник охраны задействует схему оповещения и сбора, до пожарной команды, аварийно-спасательной группы доводится сигнал «Объявлен сбор».

В зависимости от прогноза масштабов ЧС оповещаются расположенные вблизи объекты.

Для оповещения микрорайонов и жилых массивов частного сектора привлекаются подвижные посты, оборудованные громкоговорящими установками от службы охраны общественного порядка.

Томский ШПЗ.

При возникновении аварии на территории Томского ШПЗ сигнал о возникновении аварии поступает диспетчеру.

В течение Ч+00.05 диспетчером оповещаются рабочая смена и люди находящиеся на территории объекта, ПСС и УГПС МЧС по Томской области. В течение Ч+00.10 диспетчером по телефонной и громкоговорящей связи проводится оповещение персонала и людей, которые попадают в зону ЧС (Н).

В случае, когда производственная авария создает угрозу объектам экономики и населению прилегающей территории, в течение Ч+00.15 производится оповещение территориальных органов управления и объектов экономики.

В течение Ч+00.10 диспетчером производится оповещение генерального директора ШПЗ.

В случае аварии при оповещении персонала ШПЗ и населения предъявляются следующие требования к передаваемой информации: информация должна быть предельно краткой и понятной и содержать следующие сведения:

характер аварии; место аварии, имеется ли возгорание; время аварии; откуда произошел разлив или утечка опасных веществ; ориентировочное количество пролитых опасных веществ; направление распространения пожара или облака веществ; возможность разрушений зданий и сооружений;

принимаемые меры;

необходимость применения защитных средств (противогазов, респираторов, защитных костюмов и т.п.);

пути и направление эвакуации;

требуемая помощь;

сведения о необходимости привлечения сил и средств городских и областных служб по МЧС для локализации и предотвращения дальнейшего распространения аварии.

Перед передачей информации включаются объектовые громкоговорители и объявляется предупредительный сигнал «ВНИМАНИЕ ВСЕМ!».

Оповещение директора Томского ШПЗ находящегося вблизи объекта, производится по телефону открытым текстом: «Произошла авария (антисептик, бензин, и т.п.). Примите меры к защите персонала».

3.1.2. Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения, оказание медицинской помощи

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

При возникновении ЧС (Н) персонал, незадействованный на работах по ликвидации чрезвычайной ситуации, а также лица, оказавшиеся на месте аварии, эвакуируются из зоны действия поражающих факторов.

По периметру опасной зоны выставляется оцепление.

Персонал, участвующий в проведении работ по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов и работающий в загазованной парами нефтепродуктов среде обеспечивается средствами защиты органов дыхания.

Персонал, участвующий в ликвидации разлива и работающий в условиях непосредственного соприкосновения нефтепродуктами обеспечивается средствами защиты кожи.

Медицинское обеспечение организуется в целях своевременного оказания медицинской помощи рабочим и служащим, а также эвакуации их в лечебные учреждения.

Для оказания первой медицинской помощи пострадавшим из числа обслуживающего персонала силами санитарной дружины развертывается санитарный пост, оснащенный всеми необходимыми медикаментами для оказания экстренной помощи.

Здесь осуществляется первая доврачебная помощь нуждающимся.

При этом важно своевременно и правильно оказать пострадавшему первую помощь (до оказания помощи медицинским работником).

С прибытием к месту аварии профессиональных бригад скорой помощи оказание медицинской помощи осуществляется в тесном взаимодействии медицинских работников и членов санитарной дружины. При необходимости пострадавшие доставляются в ближайшее медучреждение автомобильным транспортом.

ТПНБ.

По команде сменного мастера (при включении локальной системы оповещения) или самостоятельно при обнаружении утечки (выброса, разлива нефтепродуктов) производится обеспечение работающего персонала средствами индивидуальной защиты.

Производственный персонал в средствах индивидуальной защиты покидает (эвакуируется) производственные помещения нефтебазы в назначенные места сбора, где сменный мастер проводит посписочную проверку работающих.

На территорию нефтебазы прекращается въезд автотранспорта и доступ посторонних лиц.

Представители организаций-покупателей удаляются с территории нефтебазы за ее пределы.

Предоставляется информация в администрацию района, города и ГУ МЧС по Томской области.

Для предотвращения взрывов, возникновения пожаров технологическое оборудование отключаются дежурным персоналом.

Аварийно-спасательные формирования приступают к проведению первоочередных работ по локализации и ликвидации аварии, тушении пожара, розыску и выносу пострадавших, оказанию им первой помощи.

Принимаются меры по наращиванию усилий в ликвидации ЧС, постановке водяных завес по фронту, оцепление очага поражения, усиление режима допуска людей и автотранспорта на территорию нефтебазы.

По прибытию на нефтебазу сил и средств ГО города, председатель КЧС ПБ - технический руководитель работ организует взаимодействие в соответствии с действующим на предприятии «Планом ликвидации аварии на Томской перевалочной нефтебазе ООО «Томск-Терминал».

Виды аварий и места их возникновения

Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварий

Ответственные лица

и исполнители

Технические средства

Действия

АСФ

Взрыв. Пожар в насосных и резервуарном парке, на эстакадах

1. Голосом предупредить работающих об опасности.

Первый заметивший аварию.

Телефоны на участках

Отделение пожаротушения, сотрудники охраны выставляют посты, приступают к ликвидации аварии, пожара

2. Вызвать пожарную охрану, скорую помощь.

3.Немедленно сообщить:

сменному мастеру, начальнику участка слива-налива, механику, начальнику НБ;

-генеральному директору, главному инженеру-председателю КЧС ПБ, членам КЧС;

сообщить об аварии на соседние объекты.

4.Удалить всех лиц, не занятых в ликвидации аварии, пожара.

Сменный мас-тер, оператор

Телефоны на участках

Привлекаются все работники

5.Всем лицам, занятым в ликвидации аварии, пожара, немедленно применить СИЗ.

Сменный мас-тер, оператор, слесарь

Телефоны на участках

Привлекаются все работники

6.Остановить насосы, закрыть все задвижки.

Мастер, опера-тор, слесарь

-/-

-/-

7.Приступить к ликвидации аварии силами НАСФ.

Мастер, опера-тор, слесарь

-/-

-/-

8.Снять посты после ликвидации аварии, пожара.

Механик, сменный мастер

-/-

Оказывают помощь Скорой помощи

Разлив НП на территории нефтебазы, в резервуарном парке

1.Немедленно прекратить прием, отпуск НП.

Оператор, слесарь

Отделение пожаротушения выставляет посты, принимает меры по недопущению возгорания

2. Удалить весь транспорт от мест загрязнения

Оператор, слесарь

3. Вызвать начальника нефтебазы, механика, начальника участка слива-налива

Сотрудник ох-раны, см мастер

4. Немедленно сообщить:

генеральному директору;

главному инженеру-председателю КЧС ПБ;

членам КЧС.

Сотрудник охраны, сменный мастер

5. Принять необходимые меры по сбору пролитого нефтепродукта

Механик, сменный мастер

Томский ШПЗ.

При появлении угрозы разлива нефтепродуктов.

Первоочередные действия при угрозе ЧС.

Оператор, получив информацию о возникновении угрозы аварийного разлива нефтепродуктов ЧС (Н), уточнят место, вид и возможные масштабы угрозы, извещает об обстановке директора Томского ШПЗ, проводит оповещение и вызов членов комиссии по ЧС (Н).

До прибытия на объект руководителя Томского ШПЗ, охрану объекта организует руководство ликвидацией аварии, в случае угрозы возгорания разлива нефтепродукта работу по ликвидации угрозы возглавляет главный инженер Томского ШПЗ.

По прибытии на территорию Томского ШПЗ, руководитель организует ведение непрерывного наблюдения за складывающейся обстановкой на территории ШПЗ, осуществляет прогнозирование и оценку возможной обстановки, организует проведение профилактических противопожарных мероприятий.

Директор Томского ШПЗ, из результатов наблюдения, оповещает органы МЧС, УВД и противопожарной охраны, Нижневартовское территориальное подразделение отряда ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» о возможном развитии событий на угрожаемом участке и необходимых первоочередных мерах; уточняет Планы действий по предупреждению и ликвидации ЧС, аварийных разливов нефтепродуктов, порядок организации связи в аварийной ситуации, приведение сил и средств объектового звена в готовность к возможному проведению аварийных работ, обеспечению персонала средствами индивидуальной защиты.

Разведка.

Разведка организуется и проводится в целях сбора данных об обстановке, определения количества пострадавших, степени и характера разрушений, возможного направления распространения опасных последствий.

Комплексная разведка обстановки, сложившейся на территории Томского ШПЗ в результате ЧС осуществляется силами и средствами группы разведки и разведывательных звеньев, а также специализированными формированиями ГО объекта. С возникновением угрозы ЧС звенья приводятся в готовность в срок от 30 мин. до 1 часа.

В ходе разведки определяются:

границы зоны ЧС и направление ее распространения;

места нахождения пострадавших и способы их спасения;

состояние зданий, сооружений, технологического оборудования, коммуникационных и энергетических сетей, характер разрушений;

состояние транспортных магистралей и подступов к объектам работы, направления обходов (объездов) разрушений, завалов, затоплений;

места и размеры пожара, пути и скорость распространения огня, опасность взрывов, обрушений и другие обстоятельства, угрожающие людям или усложняющие действия сил;

объем АСДНР и условия их проведения.

Медицинское обеспечение.

Медицинское обеспечение организуется в целях своевременного оказания медицинской помощи пострадавшим, их эвакуации и лечения.

При возникновении ЧС и проявлении пострадавших для оказания экстренной медицинской помощи привлекаются бригады СМП медицинской службы города.

Первая медицинская помощь пострадавшим оказывается непосредственно на месте поражения в порядке само- и взаимопомощи, и силами сандружины. Затем силами сандружины и СМП организуется эвакуация пострадавших в медицинские учреждения. Госпитализации подлежат тяжелораненые.

Транспортное обеспечение.

Основными задачами транспортного обеспечения являются:

своевременный вывоз эвакуируемого населения;

обеспечение формирований гражданских организаций ГО объекта транспортными средствами;

вывоз из зоны ЧС материальных ценностей.

Материальное обеспечение.

Материальное обеспечение организуется в целях бесперебойного снабжения материальными средствами, необходимыми для ликвидации ЧС, жизнеобеспечения личного состава, пострадавшего и эвакуируемого населения. Материальное обеспечение заключается в организации и осуществлении своевременного и полного снабжения формирований ГО объекта техникой, СИЗ, связью, приборами, горючими и смазочными материалами, медикаментами и медицинским имуществом, подменной одеждой и обувью, строительными материалами и другими средствами, необходимыми для обеспечения действий сил гражданских организаций ГО объекта при проведении АСДНР при ликвидации ЧС.

Финансовое и материальное обеспечение АСДНР осуществляется из средств вышестоящей организации.

Оповещение руководства Томского ШПЗ, аварийных служб и формирований в зависимости от времени суток и уровня аварийного разлива нефтепродуктов производится по следующим схемам оповещения:

в рабочее время – Ч+00.30;

в нерабочее время – Ч+01.00.

Сбор руководящего состава ШПЗ:

в рабочее время Ч+00.30;

в нерабочее время – Ч+01.00.

Время готовности:

в рабочее время – 10 мин.;

в нерабочее время – 1,5 час.

При возникновении аварий с разливом нефтепродуктов.

Первоочередные действия при ЧС.

Мастер, получив информацию об аварии с разливом нефтепродуктов, немедленно оповещает руководство, предупреждает дежурный персонал и людей, находящихся на территории Томского ШПЗ об опасности.

До прибытия должностных лиц диспетчер руководит действиями привлекаемого персонала по проведению неотложных мер по локализации аварийного разлива нефтепродуктов, его оцеплению и ликвидации ЧС.

Оповещает дежурного ГУ МЧС по Томской области. При угрозе возгорания разлива оповещает дежурного УГПС МЧС Томской области.

Оповещает руководителя Нижневартовского территориального подразделения отряда ОАО «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» по телефону 8-(3466)-21-28-16, сот. 8-912-938-67-03. По прибытии председатель КЧС организует проведение разведки и ведение непрерывного наблюдения за складывающейся обстановкой на участке аварийного разлива; осуществляет оценку обстановки; докладывает директору Томского ШПЗ, организует проведение противопожарных мероприятий. На основе оценки обстановки принимает решение на ликвидацию аварии и, при необходимости, на проведение эвакуации.

Вводится план действий по предупреждению и ликвидации ЧС, аварийных разливов нефтепродуктов, организуется проведение работ по ликвидации разлива нефтепродуктов.

Устанавливается связь с органами МЧС, УВД УГПС области по вопросам:

необходимости привлечения дополнительных сил и средств;

оповещения населения и потребности его эвакуации;

оказания медпомощи.

При возникновении пожара при аварийном разливе нефтепродуктов.

Директор Томского ШПЗ немедленно оповещает диспетчеров ПСС, УГПС и администрацию Томской области и до прибытия руководящего состава ОАО «ТрансВудСервис» принимает меры по защите персонала и ликвидации возгорания силами рабочей смены. Дежурная смена ШПЗ немедленно выдвигается к месту возгорания до прибытия ПСС, УГПС организует постановку водяных завес своими силами и средствами. Время прибытия ПСС и УГПС Томской области – Ч+00.10.

Обеспечение безопасности населения и оказание медицинской помощи.

Источниками наибольшей опасности для жизнедеятельности обслуживающего персонала и населения, близлежащих к месту населенных пунктов являются:

загрязнение окружающей среды, связанной с истечением, разливом, испарением нефтепродуктов из резервуаров, цистерн, технических трубопроводов и агрегатов;

крупные массовые пожары и взрывы топливовоздушной смеси с разливом горящей жидкости.

Основными поражающими факторами для людей при авариях являются:

тепловое излучение при пожаре;

химическое поражение токсичными газами (диоксид углерода – углекислый газ, угарный газ СО);

получение ранений различных видов тяжести элементами технологического оборудования и строительных конструкций при взрыве топливовоздушной смеси или котлов (емкостей, резервуаров) под давлением.

Основными способами защиты персонала и населения являются:

1. Использование персоналом, выполняющим работы по ликвидации аварий и их последствий, средств индивидуальной защиты, спецодежды и спецобуви.

В зависимости от рода выполняемых работ при угрозе поражения токсичными газами персонал использует противогазы ГП-7, шланговые или изолирующие противогазы, газопылезащитные респираторы РУ-6М. В процессе работы обязательно периодическое проведение контроля загазованности воздушной среды.

При обнаружении опасных концентраций необходимо:

вывести людей из загазованной зоны;

приостановить все работы, кроме требуемых, по соображениям безопасности;

ограничить загазованную зону знаками безопасности с учетом направления ветра и выставить посты наблюдения;

устранить причины загазованности.

2. Эвакуация из опасной зоны персонала, не задействованного в аварийных работах и населения при наличии угрозы для их жизни.

В наиболее экстремальных ситуациях при необходимости проведения экстренной (безотлагательной) эвакуации персонал имеет возможность беспрепятственно покинуть производственные корпуса и любую установку не менее, чем в двух противоположных направлениях.

Беспрепятственная эвакуация обеспечивается следующими инженерно-техническими мероприятиями, предусмотренными в проекте:

двери на путях эвакуации открываются по ходу эвакуации;

предусмотрено устройство эвакуационного освещения и установка световых указателей «ВЫХОД», питающих от независимого источника электроэнергии, при проектировании которых учтены требования СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».

При необходимости эвакуации управление персоналом осуществляется передачей по системе оповещения специально разработанных текстов, направленных на предотвращение паники и оперативных сообщений, содержащих информацию о необходимом направлении движения.

На объекте имеется возможность осуществить эвакуационные мероприятия в полном объеме и в сроки, предусмотренные действующим нормативным документом - Руководством по эвакуации населения в чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера, МЧС России 1996 г.

На территории Томского ШПЗ регулярно проводятся тренировки по эвакуационным мероприятиям.

Организация и производство аварийно-восстановительных работ должна осуществляться в строгом соответствии с требованиями правил безопасности.

В случае угрозы или возникновении аварии на объекте руководитель организует работы по защите людей в соответствии с «Планом действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций».

В случае необходимости, в зависимости от размеров и последствий аварий, а также степени угрозы жизни персонала и населения, опасности экологической катастрофы, по запросу директора Томского ШПЗ для ведения спасательных мероприятий и защите людей, решением КЧС Томской области, привлекаются силы и средства сторонних организаций, а также поисково-спасательная служба Томской области.

При угрозе поражения токсичными газами проводится экстренная эвакуация рабочих, служащих и населения близлежащих населенных пунктов путем вывоза (вывода) из зоны возможного токсичного заражения за ее границы в сторону, перпендикулярную направлению ветра. Зоны эвакуации и маршруты вызова (вывода) людей определяется штабом руководства по результатам оценки метеоданных и складывающейся обстановки.

Оцепление аварии с целью недопущения в опасную зону местного населения осуществляется силами органов внутренних дел.

Оказание медицинской помощи персоналу и населению осуществляется медицинским персоналом скорой помощи.

3.1.3. Мониторинг обстановки и окружающей среды

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.

Мониторинг окружающей среды при возникновении разлива нефтепродуктов, включающий визуальный контроль и количественные измерения, должен предусматривать:

установление места выхода нефтепродуктов на поверхность земли или воды;

установление места утечки нефтепродукта (места разгерметизации оборудования, аппарата, трубопровода и т.п.);

оценка параметров разлива нефтепродуктов (объема, линейных размеров, формы, а также динамики их изменений);

определение и контроль направления и скорости распространения нефтяного пятна;

определение и контроль параметров окружающей среды.

Наблюдение за размерами зоны разлива и состоянием нефтепродуктов проводится визуально:

до прибытия АСФ - дежурным персоналом объекта;

с прибытием АСФ – руководителем работ по ликвидации аварии.

Для оценки состояния окружающей среды и сложившейся обстановки на месте разлива нефтепродуктов производится биологическая, инженерная, медицинская и пожарная разведка.

Разведка проводится с целью выявления вида ЧС, обнаружения источников опасности, определения масштаба и границы зоны ЧС, непрерывного н