план по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов образец

РД 153-39.4-058-00 Типовой план по организации и технологии работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов

Скачать документ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ
«ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

ТИПОВОЙ ПЛАН
ПО ОРГАНИЗАЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ РАБОТ
ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ
НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ АВАРИЯХ И ПОВРЕЖДЕНИЯХ
ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
ЧЕРЕЗ КРУПНЫЕ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

1 РАЗРАБОТАН Астраханским филиалом ОАО «СКБ» «Транснефтеавтоматика»

2 ВНЕСЕН Акционерной компанией трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «АК» «Транснефтепродукт»

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 04.10.2000 г. № 95

1 Область применения. 3

2 Нормативные ссылки. 3

3 Определения и сокращения. 3

4 Характеристика подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода. 4

4.1 Ситуационный план района с краткой характеристикой (оценкой) возможной обстановки при возникновении аварийного разлива нефтепродукта. 4

4.2 Характеристика участка реки в районе подводного перехода. 6

4.3 Характеристика трубопровода. 7

4.4 Расчет вероятного количества аварийного разлива нефтепродукта. 9

4.5 Средства связи. 11

5 Схемы оповещения и связи. 12

6 Организация и технология работ по ликвидации аварийного разлива нефтепродукта. 12

6.1 Распределение обязанностей. 13

6.2 Маршруты следования к месту ликвидации аварийного разлива нефтепродукта. 16

6.3 Способы обнаружения места аварии подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода. 16

6.4 Оценка сложившейся ситуации. 17

6.5 Расчет и обоснование количества технических средств для ликвидации аварийного разлива нефтепродукта. 17

6.6 Мероприятия по сокращению выхода нефтепродукта из подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода. 21

6.7 Технология ведения работ по локализации аварийного разлива нефтепродукта. 22

6.8 Технология сбора аварийного разлива нефтепродукта. 28

6.9 Технология ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродукта. 29

6.10 Утилизация собранного нефтепродукта, размещение загрязненного грунта и мусора. 32

7 Безопасность выполнения работ. 32

7.1 Пожарная безопасность. 32

7.2 Безопасность труда. 34

8 Порядок и сроки оформления документации при ликвидации аварийного разлива нефтепродукта. 35

Приложение а. Перечень необходимой технической документации для организации работ по ликвидации АРН.. 36

Приложение б. Скорость испарения огнеопасных жидкостей. 37

Приложение г. Список организаций, оповещаемых при авариях МНПП на подводном переходе. 38

Приложение д. Список землепользователей, оповещаемых при авариях на подводном переходе. 39

Приложение е. Список рабочей группы № 1 (форма) 39

Приложение ж. Список рабочей группы № 2 (форма) 40

Приложение и. Список рабочей группы № 3 (форма) 40

Приложение к. Список рабочей группы № 4 (форма) 40

Приложение л. Список рабочей группы № 5 (форма) 41

Приложение м. Список рабочей группы № 6 (форма) 41

Приложение н. Список рабочей группы № 7 (форма) 41

Приложение п. График выполнения работ по ликвидации АРН в летний период (форма) 42

Приложение р. График выполнения работ по ликвидации АРН в зимний период (форма) 43

Приложение с. График отбора проб (форма) 44

Приложение т. Состав ручного инструмента и спецодежды для ликвидации последствий арн.. 44

Приложение У. Краткая характеристика технических средств, рекомендуемых к применению для ликвидации арн.. 45

Приложение Щ. Пояснения к заполнению акта технического расследования аварии (повреждения) линейной части магистрального нефтепродуктопровода. 61

Приложение э. Библиография. 66

ТИПОВОЙ ПЛАН
по организации и технологии работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов при авариях и повреждениях переходов магистральных нефтепродуктопроводов через крупные водные преграды

Дата введения 2000-11-01

1 Область применения

1.1 Настоящий руководящий документ (далее РД) распространяется на хозяйствующие организации, эксплуатирующие магистральные нефтепродуктопроводы (МНПП).

1.2 РД устанавливает способы, последовательность, организацию, технологию и безопасность выполнения работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов (АРН) на водных переходах МНПП. Рекомендованы отечественные и зарубежные технические средства для выполнения указанных работ.

На основе РД должны разрабатываться планы ликвидации АРН для конкретных объектов МНПП.

2 Нормативные ссылки

В РД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ Р 22.0.05-94. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения.

СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.

СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

РД 153-39.4Р-002-96. Табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов.

РД 153-112-014-97. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах.

РД 52.04.186-89. Руководство по контролю загрязнения атмосферы.

3 Определения и сокращения

В РД применяются следующие термины с соответствующими определениями и сокращения:

— пожаровзрывоопасностью паров нефтепродукта;

— загрязнением окружающей среды (вода, земля и воздух) нефтепродуктами и их парами.

ЧС классифицируются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные в зависимости от количества людей, пострадавших в этих ситуациях, людей, у которых оказались нарушены условия жизнедеятельности, размера материального ущерба, а также границы зон распространения поражающих факторов ЧС.

Классификация ЧС производится в соответствии с «Положением о классификации ЧС природного и техногенного характера», утвержденным постановлением Правительства РФ от 13 сентября 1996 г. № 1094 и РД 153-112-014-97.

4 Характеристика подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода

4.1 Ситуационный план района с краткой характеристикой (оценкой) возможной обстановки при возникновении аварийного разлива нефтепродукта

• населенных пунктов, расположенных вблизи берега;

• границ водоохранных и санитарных зон (при их наличии);

• мест размещения аварийно-восстановительных пунктов (АВП), перекачивающих станций (ПС), в том числе ЛПДС, головных и промежуточных станций, отводов от МНПП, нефтебаз, наливных пунктов, а также складирования технических средств для ликвидации АРН;

• расположения дорог от АВП и ПС до подводного перехода и мест локализации и сбора АРН (в качестве примера приведены рисунки 1 и 2);

МАРШРУТЫ СЛЕДОВАНИЯ К МЕСТАМ ЛИКВИДАЦИИ АРН

• мест размещения водозаборных сооружений рыбоводных предприятий, а также мест нереста, зимовки и миграции рыб

4.2 Характеристика участка реки в районе подводного перехода

4.2.1 Описать колебание уровня воды, скорость течения по руслу, скорости и направления ветра.

максимальная поверхностная скорость, м/с,

даты прохождения паводка.

средне меженный уровень воды, м,

Параметры водной преграды

ширина по зеркалу реки в межени, м,

максимальная и минимальная глубины, м,

средняя скорость, м/с.

дата установления ледостава,

дата вскрытия реки.

4.2.2 Описать левый и правый берега, где рассмотреть рельеф прибрежной зоны с указанием наличия и места расположения отмелей, скал, лагун и кос, состав прибрежных почв, состояние почв в прибрежной зоне (заболоченность, засоленность и т.д.), степень освоения района под сельское хозяйство, плодородность прирусловых отмелей и кос, растительность по берегам, залегание грунтовых вод, их минерализация, распространение солончаков и заболоченных участков, наличие средних и мелких водотоков на подступах к береговой полосе, устойчивость берегов в зоне переменного уровня реки с данными об укреплении отсыпкой гидротехническим камнем, щебеночным покрытием с указанием их толщины, наличие условий для проезда техники в период половодья

4.2.3 Описать возможные опасные ситуации при распространении АРН за время сообщения, реагирования и организационных действий до момента его ликвидации в соответствии с РД 153-112-014-97, другими действующими нормативно-техническими документами, а также при ликвидации последствий АРН.

4.2.4 Перечислить объекты, которые при контакте с нефтепродуктом могут представлять серьезную опасность для людей, животных и других объектов природной среды.

4.2.5 Указать назначение водоема (питьевое, рекреационное и рыбохозяйственное с указанием мест нереста, нагула и зимовки рыб собственников водных объектов и характеристику реки (судоходная несудоходная, сплавная и т.д.).

4.3 Характеристика трубопровода

4.3.1 Общие сведения о подводном переходе МНПП:

• головная проектная организация;

• головная строительная организация;

• протяженность перехода по основной и резервной нитках;

• место расположения МНПП на карте;

4.3.3 Характеристика перекачиваемых нефтепродуктов:

Кинематическая вязкость, м 2 /с

Температура застывания, °С

Температура вспышки, °С

4.3.4 Характеристика конструктивных элементов нефтепродуктопровода:

трубопровод в грунте

Отметки верха трубы

4.3.5 Наличие кривых вставок

4.4 Расчет вероятного количества аварийного разлива нефтепродукта

4.4.1 Виды возможных аварий на водных переходах МНПП.

Аварии на МНПП с выливом (разливом) нефтепродукта происходят в результате образования на трубопроводе свищей, трещин, разрывов стенок трубы, повреждения запорной арматуры и фланцевых соединений.

Свищи могут образовываться в результате внешней и внутренней коррозии стенок труб. Внешние свищи появляются при повреждении пассивной защиты (изоляция трубопровода) и нарушения режима работы катодной защиты. Свищи от воздействия внутренней коррозии образуются в стенке трубы при недостаточной очистке транспортируемого нефтепродукта и образования отстоя подтоварной воды.

Благоприятные условия для отделения воды создаются при малой скорости движения или остановке перекачки нефтепродукта в магистральном нефтепродуктопроводе.

Прогнозирование повреждений наружной изоляции возможно выполнить путем анализа данных электрометрических измерений и режимов работы станций катодной защиты (СКЗ).

Обнаружение повреждений от внутренней и внешней коррозии возможно пропуском внутритрубного дефектоскопа.

Разрывы трубы возможны:

— потоком воды в русловой части перехода при размывах трубопровода в период паводка;

— якорями судов на размытых участках трубопровода;

— береговой посторонней техникой при нарушении охранной зоны МНПП.

4.4.2 Методика расчета количества АРН

Если определены характер повреждения и площадь сечения отверстия (свищ, трещина), то объем АРН (V_АРН) может быть рассчитан по формуле:

Расчетная формула для определения расхода нефтепродукта через трещины, свищи и т.п. при истечении под уровень (приложение А, п. 9 и рисунок 4).

СХЕМА
вылива нефтепродукта из трубопровода

1. Трубопровод; 2. Траншея; 3. Отверстие в трубопроводе

Площадь пятна АРН может быть определена по формуле:

(4)

(5)

Толщина пленки (?) определяется стеклянной трубкой с делениями (в мм) погружением ее вертикально в воду с пленкой нефтепродукта и закрытием в воде нижнего отверстия, т.е. методом взятия керна.

Размеры L и В определяются по координатам на карте-планшете после нанесения на нее пятна (ареала) распространения АРН. L и В формируются в основном под воздействием скорости течения реки, скорости и направления ветра, очертанием берегов.

Скорость растекания ориентировочно можно определить по формуле [1]:

Количество АРН может быть определено ориентировочно по размеру образовавшегося пятна нефтепродукта (ареал распространения) на акватории:

Это количество АРН не учитывает количество нефтепродукта, испарившегося в атмосферу и растворившегося в воду.

Для определения интенсивности испарения разлитого нефтепродукта рекомендуется использовать результаты экспериментально определенные МИСИ им. В.В. Куйбышева (приложение Б).

Максимальное количество АРН может быть при разрыве трубы ПП и достигать объема трубы ПП.

V_АРН V_ПП; (8)

Длины ПП для МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт» составляют от 100 до 10 тыс. м.

При разрыве трубы предусматривается отключение насоса на ПС и обратный запорный клапан у береговых задвижек.

Расчет максимального количества АРН в зависимости от диаметра трубы, давления перекачки и характера повреждения сведен в таблице 1.

Давление перекачки нефтепродукта Р, Мпа (кг/см 2 )

Объем АРН, V_АРН м 3

(МНПП «Уфа-Камбарка», ПП через р. Белая)

(МНПП «Уфа-Камбарка», ПП через р. Белая)

(МНПП «МНПЗ-Володарская ЛПДС», ПП через р. Москва)

(МНПП «Самара-Брянск», ПП через р. Волга)

4.5 Средства связи

Описать имеющиеся средства связи в районе ПП (телефон, радиосвязь), информационные таблички о ПП и номера телефонов для сообщений об АРН.

5 Схемы оповещения и связи

5.1 Источниками информации при разливе нефтепродукта могут быть: линейные обходчики, капитаны проходящих судов, рыбаки или посторонние лица, первые заметившие АРН.

5.3 По экстренному вызову оповещается патрульная группа для проверочного осмотра и определения сложившейся ситуации на месте АРН и владельцы коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре.

5.4 При осмотре фиксируются на карте габариты и координаты АРН, направление его распространения, утоняется место появления разлива на поверхности воды.

5.5 В случае подтверждения аварийного выхода нефтепродукта на ПП (создана ситуация, при которой нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникла угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей среде (ГОСТ Р 22.0.05-94), руководитель работ по ликвидации АРН объявляет по объектам МНПП аварийную ситуацию. Оповещаются все рабочие группы в соответствии со схемой оповещения (приложение В). Рабочие группы немедленно приступают к выполнению работ по ликвидации АРН.

5.6 Организация оповещения и связи

5.6.1 Оповещение об АРН и связь организуется по принципу поэтапной информации должностных лиц, подразделений акционерного общества, администраций хозяйств, предприятий и населенных пунктов в зоне аварии, районных, областных (республиканских) организаций и формирований, контролирующих данные чрезвычайные ситуации и участвующих в мероприятиях по их ликвидации, органов местного самоуправления, санитарно-эпидемиологической службы региона (рисунок 5 и приложения В, Г, Д).

5.6.2 Акционерные общества МНПП сообщают об АРН и информируют о ходе и результативности проведения работ по ликвидации разлива ОАО «АК» «Транснефтепродукт».

5.6.3 Схемы оповещения и списки должностных оповещаемых лиц составляются в соответствии со структурой и штатными расписаниями акционерных обществ, ПС и их подразделений.

5.6.4 Предупреждение и ликвидация ЧС выше объектового уровня проводятся в соответствии с Единой государственной системой предупреждения и ликвидации ЧС, утвержденной постановлением Правительства РФ от 5 ноября 1995 г. № 1113.

6 Организация и технология работ по ликвидации аварийного разлива нефтепродукта

Аварийная ситуация, угроза загрязнения водоема, атмосферы и грунта, большие трудности и объемы выполнения работ по ликвидации АРН могут привести к замешательству и трудностям в организации работ. Поэтому очень важно разделить территории и функции на мелкие и легкоуправляемые участки и зоны, распределить по ним рабочие силы (группы) и технические средства, организовать проведение тренировок и учений. Учения и тренировки рекомендуется проводить не реже одного раза в год поочередно в летний и зимний периоды года (РД 153-112-014-97).

6.1 Распределение обязанностей

Руководитель работ, назначенный приказом по АО, как правило, главный инженер акционерного общества МНПП, осуществляет общее руководство всеми работами по ликвидации АРН.

Руководитель работ создает штаб для координации и управления всеми работами из состава постоянно действующей комиссии по предупреждению и ликвидации ЧС, определяет место расположения штаба с учетом прямой связи по телефону и радио и через диспетчера АО со всеми подразделениями АО, руководителями рабочих групп и контролирующими организациями. Организует рабочие группы по ликвидации АРН, тренировки и учения с ними и подразделениями ПС.

Рекомендуемый состав штаба указан в приложении В.

Рабочие группы формируются из персонала работников подразделений ПС и работников АО. Форма списков рабочих групп приведена в приложениях Е, Ж, И, К, Л, М, Н.

Дежурный диспетчер АО, получив первое сообщение об АРН на ПП, извещает руководителя работ, который принимает решение об объявлении аварийной ситуации для всех работников, задействованных в плане ликвидации АРН.

6.1.2 Руководитель работ по ликвидации АРН обязан:

• прибыть в штаб и возглавить руководство аварийно-восстановительными работами;

• заслушать сообщения руководителей патрульной и ремонтной групп (№ 1 и № 2) о фактической ситуации в районе АРН, уточнить характер аварии, объем работ по ликвидации АРН;

• принять меры через руководство ПС по сокращению выхода нефтепродукта из МНПП в воду;

• уточнить необходимую численность рабочих групп, техники и технических средств для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии;

• возложить ответственность за ведение оперативного журнала на одного из помощников;

• организовать доставку ТС и оборудования для работы групп, их отдых и питание;

• в течение всего времени производства работ по ликвидации аварии, находясь вне штаба, поддерживать постоянную связь с дежурным диспетчером АО;

• оценить сложившуюся ситуацию, возможные последствия, принять соответствующие меры, сообщить в ОАО «АК» «Транснефтепродукт»,

• дать указание диспетчеру АО о передаче сообщений об АРН организациям согласно схеме оповещения, об уточнении прогноза погоды на период ликвидации АРН в территориальном центре гидрометеослужбы и вызове вертолета для облета и осмотра места АРН;

• организовать посты по охране зоны АРН от посторонних лиц;

• вести контроль за ходом ликвидации АРН.

Один помощник руководителя работ обеспечивает координацию переговоров с рабочими группами, контролирующими и заинтересованными организациями.

Второй помощник ведет документацию по ликвидации аварии:

• оперативный журнал ликвидации аварии, где должны фиксироваться команды руководителя работ и сообщения руководителей рабочих групп о ходе выполнения работ и ситуации на рабочих местах;

• акты и другие документы в соответствии с разделом 6.

6.1.3 Обязанности руководителя ремонтной группы № 1

С объявлением аварийной ситуации на ПП МНПП, руководитель аварийно-восстановительной группы немедленно обеспечивает выезд на место ПП и закрытие береговых задвижек аварийной нитки. Одновременно по согласованию с руководителем работ и диспетчерских служб организует врезку патрубков (Ду 100 мм) и обеспечивает откачку или вытеснение нефтепродукта из поврежденного участка трубопровода в соответствии с мероприятиями по сокращению выхода нефтепродукта из ПП МНПП (п. 6.6).

После откачки или вытеснения нефтепродукта из трубопровода, производит вскрытие и ремонт поврежденного участка (накладывается хомут, врезается катушка) в соответствии с действующими в системе ОАО «АК» «Транснефтепродукт» нормативно-техническими документами (приложение А).

Координирует выполнение всех работ с руководителем работ (или штабом) и руководителями других групп.

6.1.4 Обязанности руководителя патрульной группы (№ 2)

По указанию руководителя работ прибывает (катером, вертолетом) к месту АРН.

По прибытии на место аварии докладывает по рации руководителю работ, или в штаб по ликвидации АРН сведения о месте появления пятна нефтепродукта относительно длины ПП; скорости и направления его распространения; габаритах пятна.

Отмечает на карте района ПП указанные сведения на момент начала обследования и затем организует фиксирование их через каждые два часа.

Измеряет толщину пленки нефтепродукта на поверхности воды и, учитывая габариты пятна, определяет ориентировочное количество АРН на конкретный момент времени.

Информацию передает в штаб руководителю работ.

Оповещает с ведома руководителя работ эксплуатационно-диспетчерские службы гидросооружений, суда, находящиеся в районе ПП об АРН и принимает меры пожаровзрывобезопасности.

Руководитель группы должен пройти подготовку по оформлению карт и измерению толщины пленки нефтепродукта, скорости и направления ветра на акватории.

6.1.5 Обязанности руководителя группы подготовки и доставки ТС к месту аварии (№ 3)

С объявлением аварийной ситуации на ПП, немедленно готовит ТС, совместно с группой № 4 организует погрузку на месте хранения, доставку и разгрузку на месте аварии, местах локализации и сбора АРН.

Уточняет для водителей маршрут следования транспорта к месту установки технических средств ликвидации АРН.

Планирует на берегу площадку для монтажа линии боновых заграждений с устройствами их крепления на акватории.

Обеспечивает доставку к месту аварии нефтесборщика, передвижных насосов, сборных емкостей, прокладку соединительных линий (рукавов) для перекачки смеси воды с нефтепродуктом от насосов, нефтесборщиков и нефтесборных устройств.

Координирует свои действия с руководителем работ по ликвидации АРН и старшим группы № 4.

Одновременно с доставкой ТС для локализации и сбора АРН организует доставку техники для энергообеспечения ТС и средств связи.

При необходимости организует доставку вагонов-бытовок, палаток, оборудования полевой кухни, питьевой воды и других устройств бытового обеспечения работников.

Группа комплектуется квалифицированными специалистами для управления транспортной и грузоподъемной техникой.

6.1.6 Обязанности руководителя группы энергообеспечения (№ 4)

Обеспечивает совместно с группой № 3 доставку техники на место аварии.

Производит прокладку кабелей электропитания к приводам нефтесборщиков, нефтесборных устройств, перекачивающих насосов, электроосвещения, связи и других потребителей электроэнергии.

Выполняет планировку территории, подъездов к объектам на месте аварии, изготовление обвалований, котлованов и других земляных работ по указанию руководителя работ по ликвидации АРН.

Обеспечивает перевозку работников, сопровождение транспортной техники на территории от ПП до дороги.

В холодный период года обеспечивает теплоэнергией (паром) нефтесборщики, нефтесборные устройства и сборные емкости с нефтепродуктом.

Группа комплектуется квалифицированными специалистами для обслуживания энергетических установок и другой техники, находящейся в распоряжении группы.

6.1.7 Обязанности руководителя группы локализации и сбора АРН (№ 5)

С объявлением аварийной ситуации руководит подготовкой, перевозкой и монтажом ТС на берегу.

Уточняет в штабе схемы постановки боновых заграждений (БЗ), нефтесборщиков и нефтесборных устройств (НСУ) и организует постановку их на акватории.

Постановка ТС на акватории должна быть закончена до момента поступления в этот район движущегося под действием течения реки, ветра и волн пятна нефтепродукта.

Обеспечивает своевременный пуск в работу нефтесборщика.

На случай частичного пропуска нефтесборщиком пятна нефтепродукта, ниже его по течению выставляет дублирующие линии БЗ и нефтесборные устройства.

Ведет учет собранного нефтепродукта.

Для приема смеси нефтепродукта от нефтесборщика и нефтесборных устройств готовит береговые, плавучие емкости (баржи) или другие емкости для собранной смеси.

Обеспечивает максимально результативную очистку акватории от АРН.

Группа комплектуется специалистами, подготовленными для управления судами, мотозавознями и нефтесборщиком, нефтесборными устройствами, насосными агрегатами.

6.1.8 Графики выполнения работ в летнее и зимнее время представлены в приложениях П и Р.

6.1.9 Обязанности руководителя группы контроля (№ 6)

С объявлением аварийной ситуации готовит группу к выезду на место аварии для отбора и анализа проб:

• нефтепродукта на содержание воды;

• воды на содержание нефтепродукта;

• грунта на содержание нефтепродукта;

• воздуха на содержание углеводородов;

• температуры вспышки паров нефтепродукта.

В готовности должны быть пробоотборники, переносные лабораторные приборы, химреактивы, приспособления для перевозки ипереноски проб, анализ которых проводится не на месте, а доставляется в лабораторию.

Совместно с руководителем группы № 4 обеспечивает доставку членов группы № 6 к месту аварии и обратно.

Контролирует выполнение работ по отбору и анализу проб. Передает результаты контроля в штаб.

График отбора проб приведен в приложении С.

6.1.10 Обязанности руководителя группы ликвидации последствий АРН (№ 7)

Обеспечивает выполнение группой работ по сбору нефтепродукта в местах, недоступных для использования нефтесборщика, утилизацию или очистку загрязненной воды, грунта, мусора с помощью технических средств, ручных приспособлений и подручными средствами.

Ведет учет собранного нефтепродукта, загрязненного грунта, мусора, использованных сорбентов и других материалов.

Работы, выполняемые группой: смыв нефтепродукта с береговой полосы; сбор загрязненного нефтепродуктом грунта и мусора; сбор нефтепродукта с недоступных для нефтесборщика мест (мелководье, заросли кустарника, камыша и пр.); утилизация или уничтожение загрязненных воды, грунта, мусора.

6.1.11 Обязанности дежурного оператора ПС при сообщении обходчика или постороннего лица о появлении нефтепродукта в районе подводного перехода

Дежурный оператор обязан:

• сообщить об АРН диспетчеру АО;

• по указанию руководства или диспетчера, а в их отсутствие самостоятельно остановить перекачку и дать указание закрыть береговые задвижки;

• сообщить диспетчеру АО об изменении режима перекачки.

Все свои действия, распоряжения и сообщения, поступающие от лиц, связанных с ликвидацией аварии, заносить в оперативный журнал с указанием времени их поступления.

6.2 Маршруты следования к месту ликвидации аварийного разлива нефтепродукта

Место разворачивания технических средств локализации и сбора АРН намечается заранее. В период тренировок и учений отрабатываются нормы времени на погрузку, перевозку и монтаж ТС в рабочее положение до поступления туда нефтепродукта. Поэтому и маршруты следования транспорта выбираются с учетом:

• минимальных затрат времени;

• минимальной загруженности дорог общественным и личным транспортом;

• требований Правил дорожного движения.

Маршруты наносятся на схему района и согласовываются с ГИБДД. В случае, если маршруты проходят через железнодорожные переезды, должно быть и согласование начальника дистанции пути железной дороги на предмет возможности проезда транспорта с крупногабаритными и тяжелыми грузами (см. рисунок 2).

6.3 Способы обнаружения места аварии подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода

Если определить место выхода нефтепродукта и аварийную нитку визуально невозможно, то предлагается косвенный способ:

• останавливается перекачка на аварийном участке и закрываются береговые задвижки;

• в каждой нитке вакуумной установкой поочередно создается разрежение (может использоваться вакуумная машина);

• по достижению максимально возможного вакуума установку отключают;

• определяют аварийную нитку по скорости падения разрежения.

Сравнительно большая скорость падения вакуума указывает на наличие в трубопроводе данной нитки свищей, через которые происходит заполнение его водой. Аварийна данная нитка.

Для облегчения обнаружения места повреждения применяется способ с применением окрасочных веществ, добавляемых в воду при закачке ее в трубопровод.

6.4 Оценка сложившейся ситуации

6.4.1 Для реальной оценки аварийной ситуации руководитель работ как можно быстрее должен знать (или определить):

• характер повреждения трубопровода и его размеры;

• количество разлившегося нефтепродукта, скорость и направление его распространения;

• потребность ТС для ликвидации АРН.

6.4.2 Объем плавающего на воде нефтепродукта периодически определяется ориентировочно по формулам, см. п. 4.4.2.

6.4.3 После ликвидации АРН количество разлитого нефтепродукта уточняется по результатам измерений в резервуарах, трубопроводе, собранного и утилизированного топлива. Рассчитывается количество нефтепродукта испарившегося в атмосферу и растворившегося в воде.

6.4.4 После определения количества АРН, габаритов и скорости его распространения, имея характеристики технических средств сбора, руководитель может определить возможность и срок ликвидации АРН своими силами и необходимую помощь от сторонних организаций, имеющих средства локализации и сбора нефтепродуктов с акваторий.

6.5 Расчет и обоснование количества технических средств для ликвидации аварийного разлива нефтепродукта

6.5.1 При расчете потребности НС и НСУ необходимо учитывать, что их общая производительность, Q_об, должна быть больше текущего расхода аварийного вылива нефтепродукта из трубопровода, Q_н, т.е.

Трудоемкость в этом случае составит:

(12)

Два указанных выше бульдозера выполнят работу по очистке берега от нефтепродукта на участке длиной L за следующее время

(13)

V_rp = L?2?0,05 = 0,1L, м 3 (14)

Для перевозки этого грунта потребуются самосвалы при следующих количествах рейсов:

(15)

СХЕМА ОЧИСТКИ ПОЛОГИХ УЧАСТКОВ БЕРЕГОВОЙ ПОЛОСЫ ДОРОЖНО-ТРАНСПОРТНОЙ ТЕХНИКОЙ

1. Самосвал; 2. Экскаватор; 3. Бульдозер

Если невозможно собрать грунт и мусор на одну площадку с помощью технических средств по местным условиям, то для очистки берега от нефтепродукта вручную потребуется следующее количество времени:

(16)

ширину очищаемой вручную полосы берега принимаемой равной 1 м;

норму времени на удаление загрязненного грунта при толщине слоя 5 см с береговой полосы вручную с укладкой в контейнер (бочку или самосвал) принимаем 5 м 2 в час [3].

Состав ручного инструмента и спецодежды для ликвидации последствий АРН приведен в приложении Т.

6.5.6 Расчет потребности сорбентов

Сорбенты должны применяться всегда, когда необходимо сократить ущерб от загрязнения атмосферы и воды нефтепродуктом, т.к. сорбент, впитавший в себя нефтепродукт, сокращает его испарение в атмосферу и растворение в воду.

Расход сорбента (Q) определяется его сорбционной способностью, то есть способностью поглощать в себя нефтепродукт (С):

(17)

Пример: Для сбора 1000 кг дизтоплива сорбентом НПМ С = 12 кг/кг (в виде матов) или сорбентом «Лессорб» С = 8 кг/кг (крошка торфяная) необходимо

6.5.7 Количество автомобилей для транспортировки технических средств локализации и сбора АРН:

Дизельгенератор с комплектом

Всего: 14 автомобилей

Более точный расчет потребности ТС будет проводиться в планах ликвидации АРН для конкретных предприятий, исходя из местных условий.

6.6 Мероприятия по сокращению выхода нефтепродукта из подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода

6.6.1 Остановить перекачку нефтепродукта по МНПП.

6.6.2 Закрыть задвижки до и после ПП.

6.6.3 Безогневым методом врезать патрубки с задвижками Д_v = 100 мм в перекрытый трубопровод с обоих берегов.

6.6.4 Подключить насосы к патрубкам и вести откачку нефтепродукта из аварийного участка МНПП. Откачку нефтепродукта вести до прекращения выхода нефтепродукта на поверхность водоема в месте повреждения.

6.6.5 Приступить к поиску места повреждения трубы и вскрытию.

6.6.6 Откачку нефтепродукта и воды вести в передвижные емкости (автоцистерны), резинотканевые резервуары (тип Аристок, MP и ОРГС), отводы к нефтебазе или во временно сооруженные котлованы, построенные в соответствии с РД 153-112-014-97.

6.6.7 В случае истечения нефтепродукта через свищ небольшого сечения рекомендуется освободить трубопровод от нефтепродукта путем вытеснения его водой.

6.7 Технология ведения работ по локализации аварийного разлива нефтепродукта

В комплекс работ по локализации АРН входят:

• локализация пятна нефтепродукта на акватории с целью его последующего сбора;

• защита береговых сооружений от загрязнения нефтепродуктом, пляжей, заповедных зон, водозаборов, рыбоводных сооружений и других объектов.

6.7.1 Локализация АРН проводится по схемам, приведенным на рис. 6, 8, 9, 10. В речных условиях, где преобладающими факторами распространения АРН по акватории являются течение и ветер, применяются схемы, указанные на рисунках 6, 8.

В условиях моря, озера или водохранилища, где преобладающим фактором перемещения АРН является ветер, применяются схемы локализации, указанные на рисунке 9.

Доставку заграждений к месту применения целесообразно осуществлять судами или автотранспортом.

Установка заграждений должна проводиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

СХЕМА ЛИКВИДАЦИИ АРН НА РЕКЕ

1. Основная линия БЗ; 2. Дублирующая линия БЗ; 3. НС; 4. Полоса АРН; 5. Анкер

СХЕМА ЛИКВИДАЦИИ АРН НА АКВАТОРИИ ВОДОХРАНИЛИЩ

1. Боновое заграждение; 2. Буксир; 3. Нефтесборщик

СХЕМА ЛИКВИДАЦИИ АРН В ЗИМНИЙ ПЕРИОД

1. Боновое заграждение; 2. Улавливающие траншеи; 3. Вакуумная машина; 4. Передвижная паровая установка

Угол постановки бонового заграждения в зависимости от скорости течения, может составлять:

Угол постановки существенно изменяется при изменении длины и зависит от конструктивных возможностей конкретной марки бонового заграждения.

6.7.2 На рисунках 11 и 12 показана последовательность выполнения операции по постановке БЗ на акватории:

Подача троса на берег производится с помощью лодки или работник входит в воду и вручную переносит трос и крепит к якорю;

— якорь устанавливается на грунте и БЗ занимает рабочее положение;

Аналогично описанной технологии устанавливаются дублирующие линии БЗ ниже по течению от нефтесборщика.

Постановка БЗ на акватории реки в несколько ярусов производится в следующей последовательности (рисунок 12):

• первая линия БЗ (1 ярус) устанавливается как описано выше;

• вторая линия БЗ (2 ярус) заводится двумя мотозавознями и устанавливается на два якоря:

1. Катер; 2. БЗ; 3. НС; 4. Анкер; 5. Автомобиль с лебедкой

Вторая линия должна быть установлена так же под углом к направлению течения с учетом величины его скорости.

Третья и последующие линии БЗ заводятся так же, как и вторая линия.

Учитывая нагрузки от усилий буксировки, течения, ветра и волн длина каждой линии (яруса) заграждения должна быть не более 100 м.

6.7.3 Постановка БЗ на акваториях со слабым течением (менее 0,2 м/с) производится в зависимости от силы и направления ветра, а также от направления распространения АРН. Технология постановки для таких случаев приведена на рисунке 9.

1. Катер; 2. Якорь; 3. Верхняя линия БЗ; 4. Нижняя линия БЗ; 5. НС; 6. Анкер

6.7.4 В случаях ширины реки не более 200 м БЗ раскрепляется между берегами (рисунки 8 и 11 б). Нефтесборщик заводится и крепится в разрыв между БЗ и берегом или в разрыв двух линий БЗ, закрепленных противоположными концами за берега.

6.7.5 В условиях водохранилища к работам по ликвидации АРН привлекаются: танкер с навесной нефтесборной установкой, буксир, нефтесборщик, боновое заграждение (см. рисунок 13)

Корпус танкера и боны образуют карман, в который ветер будет нагонять нефтепродукт, который с помощью навесного нефтесборного устройства и нефтесборщика будет собираться и перекачиваться в емкости танкера.

Скорость буксировки боновых заграждений не более двух узлов (3,7 км/ч).

Необходимо прогнозировать направление и скорость дрейфа АРН, используя результаты дневных наблюдений, а во время прекращения работ (ночное время) не терять их из вида, установив наблюдение с дежурного катера.

Работы по ликвидации АРН становятся опасными и неэффективными при неблагоприятных погодных условиях. В этом случае боны и нефтесборное устройство демонтируются, грузятся на танкер и доставляются к месту их очистки.

6.7.6 В случае АРН зимой локализация обычными БЗ невозможна из-за ухудшения их работоспособности при обмерзании, а также трудностей с постановкой.

В таких случаях, если позволяет толщина льда, прорезаются (пропиливаются) улавливающие траншеи под углом не более 30° к направлению течения. Ширина траншеи во льду должна быть около 3 м. Нижняя по течению сторона траншеи является экраном для всплывающего на поверхность воды нефтепродукта. Нефтепродукт отводится по траншее к берегу, где организуется его сбор. Длина траншеи должна перекрыть направление движения АРН.

Учитывая опыт ликвидации АРН на нефтепроводе в 1995 году (ПП через р. Белая, г. Уфа), для более надежной локализации АРН зимой в улавливающие траншеи заводятся боновые заграждения из металлических труб. Концы заграждения крепятся тросами за берега или верхний конец крепится за лед (см. рис. 10).

Траншеи и БЗ постоянно очищаются от обмерзания.

6.7.7 Постановка БЗ с целью защиты берегов или береговых объектов от загрязнения нефтепродуктом производится как указано на рисунке 6.

Верхний и нижний концы БЗ крепятся к берегу или якорю. При необходимости средняя часть БЗ тоже может крепиться с помощью тросов к якорю или берегу.

БОРТОВАЯ НЕФТЕСБОРНАЯ ПРИСТАВКА К САМОХОДНОМУ СУДНУ (ПРОЕКТ 4835)

Схема установки бортовых нефтесборных приставок

Схема работы поплаковой заслонки

1. Понтон-рабочий; 2. Понтон-вспомогатльный; 3. Ферма-экран; 4. Заслонка поплавка; 5.

Поплавок следящий забортного уровня; 6. Поплавок следящий внутреннего уровня; 7. Насосная установка; 8. Напорный рукав; 9. Задвижка; 10. Штанга; 11. Решетка съемная

Порядок постановки защитного БЗ:

• собирается из секций заграждение необходимой длины на берегу;

• буксируется с помощью мотозавозни и крепится верхний конец БЗ к берегу выше защищаемого объекта;

• завозятся якоря от оттяжек средней части БЗ;

• крепится к береговому якорю нижний конец БЗ.

Длина заграждения определяется протяженностью защищаемой береговой полосы.

Держащая сила якоря должна быть больше, или равна суммарной продольной нагрузке, действующей на БЗ от сил течения ветра, волн, а также усилий, передаваемых от нефтесборщика.

Величина каждой силы рассчитывается, исходя из конкретных условий.

6.8 Технология сбора аварийного разлива нефтепродукта

6.8.1 Сбор основного количества АРН должен быть выполнен нефтесборщиком, обеспечивающим производительность сбора около 100 м 3 /ч, предварительный отстой собираемой смеси нефтепродукта с водой и их выкачку.

6.8.2 Производительность нефтесборщика по сбору нефтепродукта в смеси с водой должна соответствовать интенсивности поступления смеси в приемное устройство.

В отстойнике нефтесборщика нефтепродукт предварительно отстаивается, отделяется от воды и откачивается в сторонние емкости.

Вода по мере накопления в отстойнике откачивается за борт в локализованную зону.

Нефтепродукт и вода из отстойника выкачиваются насосом нефтесборщика.

Регулировка производительности сбора нефтепродукта, отстоя и выкачки производится в соответствии с Инструкцией по эксплуатации нефтесборщика.

В качестве нефтесборщиков могут быть применены:

— речной нефтесборщик, проект Р 157 А;

— нефтемусоросборщик на базе теплохода М 105, проект 4311;

— многоцелевое природоохранное судно на базе танкера проекта 558, проект 4895;

— теплоход-сборщик (проект 354 К) с навесным нефтесборным устройством, проект 4586;

— несамоходный нефтесборщик, проект 4345;

— понтон нефтесборщик, проект 4908;

— понтон нефтесборщик, проект 4606 и 4697. Проекты нефтесборщиков разработаны АО «Астраханское ЦКБ»;

— морской нефтемусоросборщик МНМС проекта Южного научно-исследовательского проектно-конструкторского института морского флота, г. Одесса;

— зарубежный НС «ЭГМОПОЛ», Франция.

В холодный период года нефтесборщик должен обеспечивать подогрев собранного нефтепродукта в приемной камере и отстойнике.

При отсутствии устройств подогрева у нефтесборщика его приемная камера, отстойник, как и береговые сборные емкости должны подогреваться от передвижных паровых установок.

6.8.3 С помощью нефтесборных устройств собирается АРН в местах недоступных для основного нефтесборщика: на мелководье, в зарослях, у береговой полосы, а также в улавливающих траншеях зимой.

Нефтесборные устройства, как правило, обеспечивают сбор смеси нефтепродукта с водой и выкачку ее в береговую отстойную емкость (резиновый или металлический резервуар, автоцистерна, котлован), или в плавучую емкость (баржа, понтон), рисунки 6, 14.

Приемник НСУ перемещается вручную в места наибольшего скопления нефтепродукта.

Смесь нефтепродукта с водой в сборной емкости отстаивается. Вода с нижнего уровня отстойника выпускается в локализованную зону перед НСУ. Нефтепродукт накапливается в емкости.

Для более эффективного сбора АРН выбираются НСУ, которые обеспечивают наименьшую эмульсацию нефтепродукта в воде при перекачке, быстрое и качественное разделение их уровней (вакуумные, барабанные, дисковые).

СХЕМА ЛИКВИДАЦИИ АРН С ПОМОЩЬЮ ТРАНСПОРТАБЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА СНАРЯЖЕНИЯ

1. АРН; 2. НСУ; 3. Лодка; 4. Вакуум-баллон; 5. БЗ; 6. Сорбент; 7. Устройство отжимное; 8. Вакуум-насос; 9. Насос; 10. Контейнер; 11. Электростанция; 12. Насос; 13. Якорь

В случае АРН зимой из-за сложности доставки к месту аварии нефтесборщика сбор нефтепродукта производится с помощью НСУ.

В зону сбора АРН подводится пар от передвижной паровой установки ППУА-1600/100, обеспечивается разогрев плавающего нефтепродукта, сбор и перекачка в сборную емкость, рисунок 10. Опыт ликвидации аварийного разлива нефти (г. Уфа, 1995 г.) показал, что зимой без подогрева зоны сбора, приемника и насоса, нефтесборные устройства из-за обледенения неработоспособны.

В качестве НСУ могут быть применены:

— вакуумная установка, проект 4765; АО «АЦКБ», г. Астрахань;

— универсальный нефтемаслосборщик ТНА-3, СКВ «Транснефтеавтоматика», г. Москва;

— малогабаритное НСУ, СКБ «Транснефтеавтоматика», г. Астрахань.

— нефтесборное устройство ТДС-135, фирма «Эластек», США;

Краткая характеристика ТС, рекомендуемых к применению для ликвидации АРН, приведена в приложении У.

6.9 Технология ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродукта

Значительная часть нефтепродукта, растекаясь по поверхности воды под действием течения реки, ветра, волн и сил поверхностного натяжения, быстро достигает берегов, задерживается на неровностях, заплескивается и размазывается по прибрежной полосе.

Дизельные топлива оседают на береговой полосе тонким слоем, но легко смываются водой. Пленки дизельного топлива легко определить по радужным пятнам.

6.9.1 Смывание дизельного топлива и других неиспаряющихся нефтепродуктов производится техническими средствами, обеспечивающими подачу воды под давлением: гидромониторами, поливомоечными машинами, передвижными насосными агрегатами и т.п.

Смыв нефтепродукта с береговой полосы производится по направлению к нефтесборному устройству или приемному окну нефтесборщика.

По мере обработки зона очистки смещается вниз по реке. Во избежание естественных преград на берегу и для перемещения насосного агрегата (мотопомпы), рекомендуется его размещение на плавсредстве (легкий паром, катер, шлюпка). Рукава с пожарными стволами подают на берег.

Откачка собранной смеси из нефтесборного устройства производится в транспортную емкость, которая должна быть оборудована устройством для слива отстоявшейся воды. Оборудование, используемое для работы с нефтесборным устройством, можно располагать как на берегу, так и на судне. Собранный нефтепродукт из транспортной емкости должен откачиваться в береговой или плавучий амбар.

Для успешного выполнения работ указанным способом необходимо придерживаться определенных правил, которые выработались в результате накопленного опыта ликвидации загрязнений.

Боновое заграждение надо перемещать плавно, со скоростью не более 0,1 м/с, иначе нефтепродукт проникнет под заграждение.

Перемещение пленки нефтепродукта по воде должно производиться поверхностным течением, создаваемым струей воды.

6.9.2 При понижении уровня воды в реке пролитый нефтепродукт может оказаться на берегу на значительном расстоянии от уреза воды; в этом случае смыв ее струями к приемному устройству нефтесборщика невозможен.

Если позволяет рельеф местности и твердость грунта, то загрязненный пологий берег очищают с помощью специализированной техники.

Срезание верхней части грунта (5 см), пропитанного нефтепродуктом, и формирование валков выполняют бульдозером, скрепером или автогрейдером.

Для погрузки собранного грунта используют экскаваторы.

Транспортировку собранного грунта в отведенное место осуществляют автомобилями-самосвалами. Перевозка загрязненного грунта и его захоронение осуществляется в соответствии с действующими нормами и Правилами.

Транспортировку гусеничной дорожной техники к месту разлива рекомендуется производить на трейлерах.

При работе землеройно-транспортных машин в условиях береговой полосы лимитирующими показателями являются твердость грунта и наклон береговой полосы.

При выборе машин следует отдавать предпочтение машинам повышенной и высокой проходимости.

При использовании для сбора нефтепродукта землеройно-транспортных машин требуется ручная работа, так как после машин остаются небольшие необработанные участки.

6.9.3 Способы очистки участка, покрытого растительностью, выбираются в зависимости от ее типа. Загрязненная трава полностью удаляется. На участках, где использование машин невозможно, трава выкашивается вручную.

Загрязненный нефтепродуктом тростник выкашивается камышекосилкой, грузится на понтон, а затем трактором сгружается на берег и сжигается (рисунок 15).

Порядок сжигания должен быть разработан и согласован с территориальными комитетом экологии, центром санэпиднадзора и пожарной охраной.

Схема механизированного смывания нефтепродукта с берега, локализации и сбора приведена на рисунке 14.

СХЕМА СБОРА ТРОСТНИКА, ЗАГРЯЗНЕННОГО НЕФТЕПРОДУКТОМ

1. Камышекосилка; 2. Бульдозер; 3. Понтон; 4. Буксир

6.9.4 С целью сохранения нефтепродукта от испарения в атмосферу и растворения в воду при сборе АРН применяются сорбенты.

На водоемах питьевого, рекреационного и рыбохозяйственного назначения могут применяться только экологически чистые сорбенты, имеющие соответствующие сертификаты Минздрава России и утвержденные Госкомрыболовством России.

Сорбенты в виде порошков или крошки распыляются по поверхности АРН с помощью вентиляторов, гидравлических струй, специальных пушек, дельтапланов или вручную. Сорбент с нефтепродуктом собирается НС или вручную сачками с мелкой сеткой. Сорбенты в виде лент ткани, матов, салфеток опускаются в нефтепродукт, извлекаются и отжимаются (регенерируются) от нефтепродукта в специальных валиках или прессах и используются многократно. Нефтепродукт, собранный при регенерации сорбента, очищается и используется по назначению.

Сорбенты разового применения после использования сжигают в кострах. Не рекомендуется сжигать сорбент на поверхности воды.

Краткая характеристика сорбентов приведена в приложении Ф.

6.9.5 Применение растворителей и моющих средств

6.9.6 Биопрепараты типа «Деворойл», «Олеоворин», «Путидойл» и др. целесообразно применять для ликвидации последствий АРН в случаях, когда нет возможности собрать нефтепродукт, в теплый период года, на влажных (заболоченных) территориях.

Биопрепараты должны иметь гигиенический сертификат и разрешение на их применение. Технология их применения должна быть согласована с органами Госсанэпидслужбы и рыбоохраны.

Сжигание допускают в случаях, когда, например, по причине заболоченности района АРН, невозможна доставка ТС, а значительный ущерб от загрязнения водоема неизбежен. При этом надо иметь в виду, что нефтепродукт, потерявший легкие фракции, трудно поджечь; устойчивого горения при толщине пленки менее 2 мм не достигается; при сильном ветре приступать к сжиганию нельзя из-за переноса горения на другие объекты.

В каждом конкретном случае операция сжигания должна быть продумана, подготовлена, организована и согласована с территориальными органами ГУГПС МВД России, санитарно-эпидемиологического надзора, природоохранными органами, местной администрацией и с владельцами расположенных вблизи сооружений и коммуникаций.

Выжигание остатков разлитого нефтепродукта должно проводиться в соответствии с требованиями, предъявляемыми к временным огневым работам с оформлением в установленном порядке наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

Диспергенты для рассеивания пятна нефтепродукта применяют только в условиях моря при крайней необходимости для рассеивания нефтепродукта с целью его дальнейшего биологического разложения.

Применение диспергентов должно быть согласовано с органами Госсанэпидслужбы и рыбоохраны.

6.10 Утилизация собранного нефтепродукта, размещение загрязненного грунта и мусора

6.10.1 Нефтепродукт, собранный нефтесборщиками и другими средствами, накапливается в нефтеналивном судне, береговых емкостях, а после окончания работ перевозится в резервуарные парки на ПС или НП. После дополнительной очистки закачивается в трубопровод в пределах допустимого запаса качества.

6.10.2 Грунт и попутный мусор обрабатываются в утилизационных установках методом пропаривания, термического сжигания [6, 7] или промываются водой от остатков нефтепродуктов, а затем размещаются в отвалы в соответствии с договорами с владельцами объектов размещения этих отходов на их прием и разрешением территориального органа Минприроды России.

Вода, загрязненная нефтепродуктом, вывозится на очистные сооружения.

6.10.3 Передача земли землепользователю после очистки ее от загрязнения нефтепродуктом производится в соответствии с «Основными положениями о рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы» (приложение А, п. 13).

7 Безопасность выполнения работ

7.1 Пожарная безопасность

7.1.1 Работы по ликвидации АРН должны выполняться в соответствии с требованиями «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» (ППБ-01-93), «Правил пожарной безопасности для предприятий ОАО «АК» «Транснефтепродукт» (ВППБ-01-03-96) и других нормативных документов, регламентирующих вопросы пожарной безопасности при эксплуатации нефтепродуктопроводного транспорта (приложение А).

7.1.2 Планы ликвидации АРН должны содержать мероприятия, направленные на предупреждение возникновения пожара:

• определение газоопасных и пожароопасных зон на акватории и в прибрежной полосе по пути распространения АРН;

• введение режима запрета допуска в опасные зоны посторонних лиц и транспортных средств, не принимающих участия в аварийных работах;

• введение режима допуска на территорию опасных зон персонала и техники, участвующих в ликвидации последствий аварийного выхода нефтепродуктов;

• оповещение об опасности жителей населенных пунктов, расположенных по пути распространения АРН, а также производителей работ (сельскохозяйственные рабочие, водители автотранспорта, рыболовы и т.п.), которые могут оказаться в опасных зонах;

• порядок, условия и маршруты эвакуации населения и производителей работ с территории, оказавшейся в опасной зоне, а также при наличии реальной угрозы в ней оказаться в результате распространения АРН;

• порядок определения концентрации и температуры вспышки паров нефтепродукта в воздушной среде рабочей зоны;

• порядок проведения огневых работ и применения технических средств при ликвидации аварий;

• порядок ввода особого противопожарного режима и другие мероприятия.

7.1.3 Границы газоопасной зоны устанавливаются руководителем работ по ликвидации АРН на основании результатов контроля загазованности воздуха. При этом ширина опасной зоны должна быть не менее 200 метров от ареала распространения нефтепродукта.

7.1.4 По периметру опасной зоны, в том числе вблизи населенных пунктов, производственных объектов, на пересечениях с автомобильными, пешеходными и железными дорогами, должны устанавливаться предупредительные знаки. Количество предупредительных знаков выбирается из расчета их видимости с любой точки периметра опасной зоны.

При необходимости, по согласованию с местными органами самоуправления, вблизи населенных пунктов и на пересечении с дорогами дополнительно устанавливаются дежурные посты.

7.1.6 Вблизи производства аварийных работ должны находиться пожарный автомобиль пенного тушения или цистерна (емкость) вместимостью не менее 1500 л, заполненная водо-пенным раствором, с пожарной мотопомпой, а также первичные средства пожаротушения (кошма, асбестовое полотно, огнетушители и т.д.) в количестве, предусмотренном нарядом-допуском на выполнение работ повышенной опасности.

7.1.7 В газоопасной зоне запрещается проводить любые работы, не связанные с ликвидацией аварийной ситуации.

7.1.8 Допуск в опасную зону разрешается только персоналу, занятому в аварийных работах. Проезд на территорию газоопасной зоны до полного устранения последствий аварии разрешается только транспорту аварийных бригад. При этом транспорт с двигателями внутреннего сгорания должен быть оборудован искрогасителями.

7.1.9 Жители населенных пунктов, а также работники промысловых, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, расположенных на пути распространения АРН, оповещаются об опасности по заранее разработанной схеме (с обходом зданий, сооружений и помещений и дублированием сообщений по радио и громкоговорящей связи) и, в случае необходимости, эвакуируются временно в безопасное место по предусмотренным в ПЛА маршрутам.

7.1.10 В рабочей зоне до начала работ и ежечасно в период их выполнения определяется концентрация паров нефтепродукта в воздухе. При появлении явных признаков увеличения концентрации паров нефтепродуктов, а также при резком изменении погодных условий (изменение направления ветра, повышение температуры, уменьшение облачности и т.п.) должны проводиться дополнительные замеры концентрации паров.

Пробы воздуха отбираются у кромки пятна нефтепродукта на высоте 1 м от поверхности воды (почвы) в соответствии с требованиями РД 52.04.186-89. Анализ пробы воздуха проводится лаборантом при помощи переносного газоанализатора (УГ-2, ПГФ 2М1-ИЗГ, ГВ-3, ГХП-ЗМ) или хроматографами типа «Газохром 310», ХПМ-4, ХПМ-5.

Результаты замеров заносятся в специальный журнал

7.1.11 В случае использования при аварийных работах технических средств и оборудования, ограниченных по применению во взрывоопасных средах, в зоне АРН необходимо наряду с определением концентрации паров нефтепродуктов производить отбор проб и определение температуры вспышки паров нефтепродукта.

Пробы паров нефтепродукта отбираются на расстоянии не менее 0,5 м от кромки его пятна пробоотборником, укрепленным на шесте. Лица, участвующие в отборе пробы, должны быть в противогазах. Пробы отбираются по периметру пятна не менее, чем в 3-х точках.

7.1.12 При температуре вспышки паров нефтепродукта 61 °С и ниже допускается применение только оборудования взрывозащищенного исполнения и инструментов, изготовленных из материалов, исключающих образование искр при ударах.

7.1.13 В случае непосредственной пожарной опасности для прилегающих предприятий и населенных пунктов руководитель работ по ликвидации АРН должен выйти с предложением в органы государственной власти или органы местного самоуправления на соответствующих территориях об установлении особого противопожарного режима.

7.1.14 При возникновении пожара в период ликвидации АРН руководителем тушения пожара является прибывшее на пожар старшее оперативное должностное лицо пожарной охраны.

В этом случае руководитель работ по ликвидации АРН и все работники, находящиеся в его распоряжении, поступают в распоряжение руководителя тушения пожара.

7.2 Безопасность труда

7.2.1 Работы по ликвидации АРН должны выполняться в соответствии с требованиями «Правил по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» (ПОТ Р О-112-002-98).

Все работающие должны быть организованы в рабочие группы. В каждой рабочей группе должен быть назначен руководитель группы, отвечающий за состояние безопасности труда на вверенном ему участке работ. Персонал, выполняющий работы по ликвидации АРН, должен быть проинструктирован (под роспись) о безопасных методах и приемах выполнения работ, а также уметь оказывать первую (доврачебную) медицинскую помощь.

7.2.2 Перед началом работ по ликвидации АРН необходимо провести анализ воздушной среды. В случае концентрации паров нефтепродукта в воздухе свыше предельно допустимой концентрации (ПДК) работа в этой зоне без средств защиты органов дыхания не допускается.

7.2.3 Участники работ должны быть ознакомлены с особенностями местности, расположением технических средств, средств связи, противопожарного инвентаря и постов медицинской помощи.

При работе на воде (катер, мотозавозня, шлюпки, лодка) все работающие должны быть в спасательных жилетах.

Для переходов с судов на берег устанавливаются трапы шириной не менее 600 мм с надежными поручнями.

7.2.5 Открытые горловины резервуаров, ямы и другие опасные места ограждаются надежными поручнями.

7.2.6 Запрещается перевозить людей в неприспособленных для этого транспортных средствах.

7.2.7 Запрещается использовать этилированный бензин как растворитель для мытья рук, очистки одежды, деталей механизмов и инструмента.

7.2.8 К управлению техническими средствами допускаются лица, прошедшие специальную подготовку и имеющие на это свидетельство.

7.2.9 Запрещается эксплуатация технических средств, необорудованных искрогасителями, а также в режимах и условиях, не отвечающих их эксплуатационным характеристикам.

7.2.10 Применение сорбентов, растворителей, моющих средств должно осуществляться в соответствии с инструкциями по их применению.

7.2.11 Запрещается подавать пар на устройства, используемые вручную. Температура воды, подаваемой на такие устройства должна быть не более 60 °С.

7.2.12 Работы по сбору нефтепродукта в ночное время, как правило, не производятся, но вспомогательные работы (разгрузку нефтесборщиков, разогрев нефтепродукта, транспортировку и т.п.) целесообразно выполнять круглосуточно, поэтому должны быть предусмотрены меры безопасности труда в ночное время (освещение, охрана).

7.2.13 В зимний период при выполнении работ на льду (изготовление траншей, перемещение ТС) необходимо контролировать толщину льда и безопасное расстояние до кромки льда траншеи в соответствии с [8].

Безопасная толщина ледяного покрова реки и допустимое расстояние до кромки льда приведены в приложении X.

7.2.14 В случае недостаточного количества судов и береговых специальных емкостей строительство котлованов и обвалований для временного отвода нефтепродукта и воды ведется в соответствии с РД 153-112-014-97. При этом должна предусматриваться гидроизоляция полиэтиленовой пленкой, слоем глины или другими способами.

8 Порядок и сроки оформления документации при ликвидации аварийного разлива нефтепродукта

8.2 Руководитель ремонтно-восстановительной группы № 1 должен оформить непосредственно после выполненного ремонта:

• заключение по контролю сварных стыков неразрушающим методом (составляется до начала изоляции катушки);

• акт на очистку трубы перед изоляцией;

• акт на праймирование и изоляцию трубы;

• акт на подбивку грунта под трубопровод;

• акт на засыпку трубопровода (трудоемкость, использование технических средств, материалов и оборудования).

8.3 Руководитель патрульной группы № 2 оформляет:

• карты с нанесением на ней пятна АРН с интервалом 2 часа от начала обследования до момента окончания сбора АРН,

• расчеты количества плавающего пятна АРН, площади загрязненной береговой территории,

• трудоемкость и использование техники и оборудования.

8.4 Руководители рабочих групп № 3 и № 4 ведут учет трудоемкости, использования техники, материалов, оборудования и энергии для обеспечения работ по ликвидации АРН.

8.5 Руководители рабочих групп № 5 и № 7 ведут учет трудоемкости, материалов, работы ТС, собранного нефтепродукта, загрязненного грунта и мусора, а также очищенной береговой территории.

8.6 Руководитель рабочей группы № 6 ведет учет трудоемкости, отобранных проб и выполненных анализов нефтепродукта, воздуха, грунта и воды.

8.8 Комиссия по ликвидации АРН совместно с представителями соответствующих контролирующих органов (см. п. 5.6.1) должна составить акт об экологическом последствии АРН, где должен быть указан размер ущерба окружающей среде, рыбному хозяйству, агропрому или другим отраслям хозяйства.

Оценка ущерба от загрязнения окружающей среды определяется по методикам [9, 10].

8.9 Авария на ПП МНПП должна быть зарегистрирована в Журнале учета аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах и оформлена актом согласно приложениям Ш и Щ. Форма журнала приведена в приложении Э.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(рекомендуемое)

ПЕРЕЧЕНЬ
необходимой технической документации для организации работ по ликвидации АРН

При организации и проведении аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах необходимо руководствоваться действующими нормами и правилами:

1 ГОСТ Р 22.0.05-94. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения.

2 РД 153-112-014-97. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах.

3 Правила охраны магистральных трубопроводов, Москва, 1992 г.

4 ПОТ Р О-112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов,

5 ВППБ 01-03-96. Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт». Утверждены Минтопэнерго России 02.12.96.

6 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации, ППБ 01-93.

7 СНиП III-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ.

8 Типовая инструкция о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности. Миннефтепром СССР, 1974 г.

9 РД 152-112-016-97. Инструкция по техническому расследованию, учету аварий и повреждений объектов МНПП и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов.

10 РД 153-39.4Р-002-96. Табель технического оснащения АВП магистральных нефтепродуктопроводов. АК «Транснефтепродукт», Москва, 1995 г.

11 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Миннефтепрома. СССР ВСН 31-81.

12 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. ВСН 006-89.

13 Приказ Минприроды России № 525 и Роскомзема России № 67 от 22.12.95 «Основные положения о рекультивации земель, снятии, сокращении и рациональном использовании плодородного слоя почвы».

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(рекомендуемое)

СКОРОСТЬ ИСПАРЕНИЯ ОГНЕОПАСНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Скорость испарения огнеопасных жидкостей в зависимости от температуры и скорости движения воздуха по экспериментальным данным МИСИ им. В.В. Куйбышева.

Скорость воздуха над поверхностью испарения V, м/с

Источник