Забезпечення безпеки прогнозування та розробка заходів щодо попередження та ліквідації 2

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Федеральне агентство з освіти

Державна освітня установа вищої професійної освіти

Уфімський Державний Авіаційний Технічний Університет

Пояснювальна записка

До випускної кваліфікаційної роботи

Забезпечення безпеки, прогнозування та розробка заходів щодо попередження та ліквідації НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі

Уфа 2008

Зміст

Список прийнятих скорочень

Реферат

Введення

1. Стан проблеми прогнозування, запобігання і ліквідації надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

1.1 Склад споруд магістральних нафтопроводів

1.2 Аналіз причин виникнення аварій на магістральних нафтопроводах

1.2.1 Зовнішні впливи на нафтопровід

1.2.2 Корозійні ушкодження нафтопроводу

1.2.3 Дефекти труб

1.2.4 Порушення правил технічної експлуатації нафтопроводів

1.2.5 Експлуатаційні навантаження і впливи

1.3 Класифікація НС, викликаних аваріями на магістральних нафтопроводах

1.4 Причинно-наслідковий аналіз НС, викликаних аваріями на нафтопроводах

1.5 Аналіз НС, що виникли в результаті аварій на магістральних нафтопроводах

1.6 Статистика НС, викликаних аваріями на нафтопроводах

1.7 Превентивні заходи, що проводяться в режимах повсякденної діяльності та підвищеної готовності на магістральних нафтопроводах

1.7.1 Інформаційно-експертна система безпечної експлуатації нафтопроводу

1.7.2 Супутниковий моніторинг трубопроводів і технологія моніторингу геотехнічних систем

1.7.3 Система комплексного аналізу надійності лінійної частини нафтопроводу

1.7.4 Надійність і безпека нафтопроводів з технологічними та експлуатаційними ушкодженнями

1.8 Аналіз патентної літератури в області технічної діагностики стану трубопроводів

1.9 Основні принципи і вимоги щодо планування аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при НС на МНП

1.9.1 Особливості проведення аварійно-рятувальних робіт при ліквідації аварії з розливом нафти

1.9.2 Порядок проведення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації аварії з розливом нафти

1.10 Організація управління ліквідацією НС, викликаної аварією з розливом нафти

1.11 Основи організації матеріально-технічного забезпечення підрозділів, що залучаються для ліквідації наслідків надзвичайної ситуації

1.12 Основні принципи організації першочергового життєзабезпечення при ліквідації НС з розливом нафти

1.13 Забезпечення безпеки при ліквідації НС на магістральних нафтопроводах

2. Аналіз можливих надзвичайних ситуацій на магістральних нафтопроводах та їх розвитку. Оцінка ризику і прогнозування наслідків надзвичайних ситуацій

2.1 Загальні відомості про об'єкт

2.2 Відомості про гідрогеологічні особливості району розташування лінійної частини МНП УБКУА

2.3 Види НС, викликаних аваріями з розливом нафти

2.3.1 Ідентифікація та оцінка небезпек

2.4 Оцінка ступеня ризику виникнення надзвичайних ситуацій

2.4.1 Оцінка ймовірності виникнення НС на магістральному нафтопроводі

2.4.2 Оцінка кількості небезпечних речовин, здатних брати участь у техногенній аварії, що супроводжується протокою

2.4.3 Визначення маси нафти, що розлилася при НС

2.4.4 Визначення площі розтікання і товщини шару нафти, що розлилася

2.4.5 Визначення кількості нафти, що вбралася в грунт

2.4.6 Визначення зони освіти вибухонебезпечних концентрацій парів нафти в приземному шарі атмосфери

2.4.7 Визначення маси пари нафти, що надійшла в навколишній простір при НС

2.4.8 Визначення зони небезпечних тисків ударної хвилі

2.4.9 Визначення зони небезпечного теплового впливу для людей і будинків

3. Пожаровзривозащіта. Обгрунтування пожежо-вибухонебезпечності магістрального нафтопроводу

3.1 Характеристика небезпечної речовини, що обертається на нафтопроводі УБКУА

3.2 Заходи щодо попередження пожеж та вибухів

3.2.1 Заходи щодо виключення розгерметизації

3.2.2 Заходи, спрямовані на попередження розвитку НС і локалізацію викидів нафти

3.3 Опис надзвичайної ситуації

3.4 Обгрунтування пожежовибухонебезпеки об'єкта

3.4.1 Визначення горизонтальних розмірів зон, що обмежують газопаровоздушних суміші з концентрацією горючої вище нижньої концентраційної межі поширення полум'я, при аварії з розливом нафти

3.4.2 Визначення надлишкового тиску та імпульсу хвилі тиску при згорянні сумішей газів і парів з повітрям у відкритому просторі

3.4.3 Визначення інтенсивності теплового випромінювання при пожежі протоки нафти

3.5 Оцінка ризику

3.5.1 Оцінка індивідуального ризику

3.5.2 Оцінка соціально ризику

4. Планування аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при надзвичайній сітауціі, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі

4.1 Прогноз обстановки, яка може скластися в результаті надзвичайної ситуації

4.2 Розвиток і стан дорожньої мережі в зоні НС

4.3 Наявність вододжерел в зоні надзвичайної ситуації

4.4 Райони розташування формувань, висунутих в район надзвичайної ситуації

4.5 Опис наявних сил і засобів для ліквідації наслідків надзвичайної ситуації

4.6 Порядок проведення аварійно - рятувальних та інших невідкладних робіт у зоні надзвичайної ситуації

4.7 Визначення сил і засобів формувань РСЧС, необхідних для ліквідації надзвичайної ситуації

4.7.1 Розрахунок часу висування формувань з місць дислокації до зони НС

4.7.2 Розрахунок сил і засобів пожежогасіння

4.7.3 Розрахунок сил і засобів для рекультивації забруднених земель

4.8 Завершення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт

5. Організація управління ліквідацією надзвичайної ситуації, викликаної аварією сразлівом нафти

5.1 Координаційні та робочі органи управління

5.2 Визначення категорії НС та структури системи управління її ліквідацією

5.3 Органи управління ЛВДС "Черкаси"

5.4 Порядок збору даних та інформування про обстановку, що виникла в результаті НС і в ході її розвитку

5.5. Організація взаємодії органів управління, об'єктових аварійних формувань та професійних аварійно-рятувальних формувань

5.6 Порядок оповіщення та зв'язку органів управління та сил при ліквідації НС

5.7 Рішення керівника ліквідації надзвичайної ситуації на магістральному нафтопроводі

6. Забезпечення безпеки при веденні аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт з ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти

6.1 Ідентифікація вражаючих, небезпечних і шкідливих факторів, що діють на особовий склад формувань, які ліквідують НС на МНП

6.2 Захист від теплового випромінювання пожежі

6.3 Захист від шкідливих факторів надзвичайної ситуації

6.3.1 Засоби індивідуального захисту органів дихання

6.3.2 Засоби індивідуального захисту шкіри

6.4 Захист від небезпечних факторів надзвичайної ситуації

6.5 Оцінка важкості та напруженості трудового процесу рятувальників

6.5.1 Оцінка тяжкості і напруженості праці пожежних при ліквідації горіння пари нафти

6.5.2 Оцінка тяжкості і напруженості праці працівників аварійно-відновлювальної бригади при ліквідації НС

6.5.3 Оцінка тяжкості і напруженості праці медичних працівників при наданні допомоги потерпілим

6.6 Режим праці та відпочинку при веденні робіт

7. Забезпечення медичної допомоги при ліквідації надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

7.1 Організація забезпечення медичної допомоги при надзвичайній ситуації на МНП УБКУА

7.2 Екстрена реанімаційна допомога

7.3 Інтоксикація парами нафти і надання першої медичної допомоги

7.4 Перша медична допомога при термічних травмах

7.5 Отруєння продуктами згоряння нафти

7.6 Надання першої невідкладної допомоги при переломах і різних видах травм (голови, грудей, живота)

7.7 Психологічна стійкість. Психологічна допомога особам, які беруть участь у ліквідації надзвичайної ситуації

8. Матеріально-технічне забезпечення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації надзвичайної ситуації з розливом нафти

8.1 Особливості організації МТО при ліквідації НС з розливом нафти на МНП УБКУА

8.2 Першочергове життєзабезпечення постраждалого населення в НС з розливом нафти на МНП УБКУА

8.3 Вихідні дані для визначення обсягів матеріально - технічного забезпечення формувань РСЧС

8.4 Визначення сил і засобів, що залучаються для робіт у зоні НС

8.5 Розташування баз, складів забезпечення ПММ, продуктами харчування і предметами першої необхідності

8.6 Потреба формувань РСЧС в різних видах життє-і матеріально-технічного забезпечення

8.7 Забезпечення особового складу водою

8.7.1 Визначення необхідної кількості води для ліквідації НС

8.7.2 Визначення необхідної кількості води для забезпечення потреб особового складу формувань

8.8 Забезпечення особового складу формувань РСЧС продуктами харчування

8.8.1 Визначення потреби в продуктах харчування особового складу формувань

8.9 Забезпечення предметами першої необхідності

8.9.1 Забезпечення предметами першої необхідності особового складу формувань РСЧС

8.10 Забезпечення особового складу житлом та комунально-побутовими послугами

8.11 Забезпечення паливом і мастильними матеріалами техніки, що бере участь в ліквідації НС

8.11.1 Розрахунок нормативних витрат палива для пожежних автоцистерн

8.11.2 Розрахунок нормативної витрати пального для легкових автомобілів і автобусів

8.11.3 Розрахунок нормативних витрат палива для бортових вантажних автомобілів

8.11.4 Розрахунок нормативних витрат палива для самоскидів

8.11.5 Розрахунок витрати палива для рятувальної техніки

8.11.6 Визначення потреби в паливі тракторної техніки

8.11.7 Визначення нормативних витрат палива для рухомий АЗС

8.11.8 Визначення потреби в мастильних матеріалах

8.12 Технічне забезпечення при ліквідації НС

8.12.1 Визначення потреби в коштах техобслуговування

8.13 Визначення потреби в поточному ремонті

9. Розрахунок економічного збитку в надзвичайній ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

9.1 Визначення величини екологічного збитку

9.1.1 Визначення розміру компенсаційних виплат за забруднення земель

9.1.2 Визначення розміру компенсаційних виплат за забруднення атмосферного повітря

9.2 Розрахунок економічного збитку від надзвичайної ситуації

9.2.1 Розрахунок економічного збитку від безповоротних втрат нафти

9.2.2 Розрахунок економічного збитку через невикористаних потужностей нафтопроводу

9.3 Розрахунок витрат на ліквідацію надзвичайної ситуації

9.4 Розрахунок сумарного збитку при НС на магістральному нафтопроводі "Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ"

Висновки

Список літератури

Додаток. Поздовжній профіль МНП УБКУА

Список прийнятих скорочень

АВБ - Аварійно - відновлювальна бригада

АВР - Аварійно - відновлювальні роботи

АСДНР - Аварійно-рятувальні та інші невідкладні роботи

АСФ - Аварійно-рятувальні формування

БТП - Башкирська територіальна підсистема

ВСМК - Всеросійська служба медицини катастроф

ГИБДД - Державна інспекція безпеки дорожнього руху

ДПС - Головний перекачувальна станція

ПММ - Паливно-мастильні матеріали

ГУ МНС Росії по РБ - Головне управління міністерства у справах цивільної оборони, надзвичайних ситуацій і ліквідації наслідків стихійних лих Росії по Республіці Башкортостан

ЕДДС - Єдина чергово-диспетчерська служба

ШВЛ - Штучна вентиляція легенів

ІТП - інженерно-технічні працівники

КЧС ПБ - Комісія з попередження та ліквідації надзвичайних ситуацій та пожежної безпеки

Ларн - Ліквідація аварії з розливом нафти

ЛЗР - Легко займиста рідина

ЛВДС - Лінійна виробничо - диспетчерська станція

ЛЗ - Особовий склад

ЛУ - Лікувальна установа

МВС - Міністерство внутрішніх справ

МНП - Магістральний нафтопровід

МТВ - Матеріально-технічне забезпечення

МТС - Матеріально-технічні засоби

НКПР - Нижній концентраційний межа поширення полум'я

ОПБ - Забезпечення протипожежної безпеки

ОЕ - Об'єкт економіки

ГДК - Гранично-допустима концентрація

ПЖОН - Першочергове життєзабезпечення населення

ПМП - Перша медична допомога

ППС - Проміжна перекачувальна станція

ПРВГ - Рухома ремонтно-відновлювальна група

ПТУС - Виробничо-технічне управління зв'язку

ПУ - Пункт управління

ПЧ - Пожежна частина

РСЧС - Єдина державна система запобігання та ліквідації

надзвичайних ситуацій

ЗІЗ - Засіб індивідуального захисту

ЗІЗОД - Засіб індивідуального захисту органа дихання

СІЗК - Засіб індивідуального захисту шкіри

СППМ - Збірний пункт ушкоджених машин

ТО - Технічне забезпечення

УАВР - Ділянка аварійно-відновлювальних робіт

УБКУА - "Усть - Балик - Курган - Уфа-Алмет'евськ"

УОН - Ділянка відкачування нафти

Ууд - Ділянка усунення дефектів

ЦРС - Центральна ремонтна служба

ЦТТ та СТ - Центр технологічного транспорту і спецтехніки

ЧНУ - Черкаське нафтопровідне управління

НС - Надзвичайна ситуація

Реферат

Надзвичайна ситуація, магістральний нафтопровід, аварія з розливом нафти, пожежа, аварійно - рятувальні та інші невідкладні роботи, управління, ліквідація наслідків НС, безпеку, матеріально-технічне забезпечення, збиток

Нафтопроводи є в даний час найбільш економічно доцільним видом транспорту, але, представляючи собою складний технічний комплекс, коли в ньому небезпечною речовиною, нафтою, так само є джерелом техногенних аварій, що призводять до надзвичайних ситуацій (НС), і тому виникає необхідність своєчасного прогнозування, запобігання та оптимізації заходів з ліквідації НС.

Мета даної роботи - розробка заходів щодо захисту населення і території від НС, викликаної техногенною аварією на магістральному нафтопроводі, що супроводжується забрудненням навколишнього середовища, пожежами, руйнуваннями споруд, загибеллю людей, значними втратами матеріальних цінностей.

На підставі поставленої мети вирішені наступні задачі:

- Аналіз стану проблеми прогнозування, запобігання і ліквідації наслідків НС, викликаної аварією з розливом нафти, опрацювання патентної літератури в області діагностування нафтопроводів з метою попередження НС;

- Аналіз можливих НС на магістральному нафтопроводі та їх розвиток. Оцінка ризику і прогнозування наслідків НС;

- Обгрунтування пожежовибухонебезпеки магістрального нафтопроводу, розробка заходів щодо попередження пожеж;

  • планування АСДНР при локалізації, ліквідації НС; розрахунок необхідної кількості сил і коштів на їх виконання;

  • визначення порядку організації управління АСДНР при ліквідації НС;

  • забезпечення безпеки АСДНР. Техніка безпеки і охорона праці при проведенні рятувальних робіт;

  • визначення порядку організації та надання першої медичної допомоги при характерних для даної НС ураженнях;

  • визначення обсягів матеріально-технічних засобів для всебічного та безперебійного забезпечення ведення АСДНР;

  • визначення економічного збитку при ліквідації НС.

Об'єкт дослідження - магістральний нафтопровід "Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ" (УБКУА) на ділянці Улу-Теляк - Черкаси, поблизу д. Мінзітарово.

Пояснювальна записка 197 стор, малюнків 49, таблиць 50, додатків 10, джерел 84.

Введення

Магістральні нафтопроводи (МНП) призначені для транспорту нафти, і є на сьогоднішній день найбільш економічно обгрунтованим видом транспорту, але так само являють собою складний комплекс, коли в ньому небезпечною речовиною, нафтою. Світовий і вітчизняний досвід експлуатації МНП показує, що, незважаючи на значні досягнення в області проектування, будівництва та експлуатації МНП, повністю виключити відмови не вдається, в результаті яких виникають техногенні аварії, що призводять до забруднення навколишнього середовища, пожеж, руйнувань споруд, загибелі людей, значних втрат матеріальних цінностей. Таким чином, виникає необхідність своєчасного і достовірного прогнозування, запобігання і ліквідації наслідків НС, які виникають на трубопровідному транспорті.

Мета - розробка заходів щодо захисту населення і території від НС, викликаної техногенною аварією на магістральному нафтопроводі, що супроводжується забрудненням навколишнього середовища, пожежами, руйнуваннями споруд, загибеллю людей, значними втратами матеріальних цінностей.

На підставі поставленої мети необхідно вирішити такі завдання:

- Проаналізувати стан проблеми прогнозування, запобігання і ліквідації наслідків НС, викликаної аварією з розливом нафти, опрацювати патентну літературу в області діагностування нафтопроводів з метою попередження НС;

- Проаналізувати можливі НС на магістральному нафтопроводі та їх розвиток. Оцінити ризик і спрогнозувати наслідки НС;

- Обгрунтувати Пожежовибухонебезпека магістрального нафтопроводу;

  • спланувати АСДНР при локалізації, ліквідації НС; необхідну кількість сил і коштів на їх виконання;

  • визначити порядок організації управління АСДНР при ліквідації НС;

  • забезпечити безпеку АСДНР. Техніка безпеки і охорона праці при проведенні рятувальних робіт;

  • визначити порядок організації і надання першої медичної допомоги при характерних для даної НС ураженнях;

  • визначити обсяги матеріально-технічних засобів для всебічного та безперебійного забезпечення ведення АСДНР;

  • розрахувати економічний збиток при ліквідації НС.

Дії щодо зниження рівня негативного впливу на населення та територію від НС на магістральних нафтопроводах заснована на Конституції РФ, Федеральних законах, Постановах Уряду та нормативних документах, таких як:

1. ФЗ № 68 від 21 грудня 1994 р. "Про захист населення і територій від надзвичайних ситуацій природного і техногенного характеру";

2. Постанова Уряду РФ № 613 від 21.08.2000 р. "Про невідкладні заходи щодо попередження та ліквідації аварійних розливів нафти";

3. Положення про Єдину державну систему запобігання і ліквідації надзвичайних ситуацій (РСЧС), затверджене постановою Уряду Російської Федерації від 30 грудня 2003 р. N 794 та інші нормативні документи, що регулюють відносини у сфері прогнозування, запобігання і ліквідації наслідків НС, які виникають на трубопровідному транспорті.

НС, викликані аварією з виходом нафти і подальшим її займанням, призводять до забруднення навколишнього середовища, а так само до порушення нормального економічного, соціального, політичного, духовного розвитку суспільства чи його частини.

Основними аспектами забезпечення безпеки при НС є:

Економічні аспекти: експлуатація магістральних трубопроводів у режимі повсякденної діяльності приносить величезний прибуток. Але при НС скорочується цей прибуток і витрачаються кошти на ліквідацію наслідків НС та відновлення аварійної ділянки, виплати за завдані збитки і т. д., тому чим швидше ліквідація НС, тим менше шкоди.

Екологічні аспекти: екологічна небезпека НС, викликаних аваріями з розливом нафти, пов'язана з випаровуванням легких фракцій бокові вуглеводнів, сірковуглецю та інших отруйних речовин. При пожежах протоки в навколишнє середовище надходить продукти горіння нафти і нафтопродуктів, які володіють ще більшим токсичним ефектом.

Етичні аспекти: як і раніше недостатніми темпами вирішується проблема організації захисту населення і територій від наслідків НС. Не завжди вчасно і якісно здійснюються прогнозування та оцінка можливої ​​інженерної обстановки, оповіщення населення і екстрене реагування при виникненні загрози НС.

Соціально-політичні аспекти: при соціально-політичної нестабільності, що склалася на території нашої країни, існує загроза терористичних акцій, спрямованих на потенційно небезпечні об'єкти з метою збільшення наслідків нападу. Такі дії найчастіше тягнуть за собою НС, в яких бере участь велика частина пожежо-та вибухонебезпечних речовин.

Аспекти порушення сталого розвитку: зниження довіри до державних інститутів, зростання соціальної напруженості в суспільстві.

Аспекти безпеки праці: залишається невирішеним питання підвищення ступеня захищеності населення, що проживає поблизу пролягання магістральних нафтопроводів. Існуючі на МНП захисні споруди не забезпечують захист населення, яке проживає в зонах ризику.

Для підвищення екологічної та промислової безпеки магістральних нафтопроводів необхідно впровадження нових технологій діагностування стану трубопроводів. З цією метою в роботі однієї із завдань є опрацювання патентної літератури в області технічної діагностики МНП.

1. Стан проблеми прогнозування, запобігання і ліквідації надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

Теоретичне обгрунтування роботи з прогнозування, запобігання і ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти, дозволяє за літературними джерелами встановити закономірності виникнення НС, виявити їх основні причини та способи зниження негативних наслідків НС на магістральних нафтопроводах. Для досягнення поставленої мети необхідно розглянути основні складові частини споруд магістральних нафтопроводів (МНП), що входять до трубопровідний транспорт.

1.1 Склад споруд магістральних нафтопроводів

Магістральний нафтопровід являє собою складна інженерна споруда, що містить цілий комплекс технічних систем: лінійну частину, головні і проміжні перекачувальні станції, резервуарні парки та ін Лінійна частина магістрального нафтопроводу - система лінійно-протяжних об'єктів, призначених для забезпечення процесу перекачування нафти. Вона включає: власне трубопровід з відводами, лупінгами і арматурними вузлами; захисні протипожежні споруди; лінійні служби експлуатації; пристрої енергопостачання та дистанційного управління запірною арматурою та установками електрохімзахисту; лінії електропередачі і технологічного зв'язку; вдольтрассовие дороги та проїзди, переходи через природні та штучні перешкоди; пристрої пуску і прийому очисних пристроїв і приладів діагностики. Призначення лінійних споруд - забезпечення заданих режимів перекачування нафти. На відміну від інших лінійних споруд, таких, як автодороги, залізниці, МНП протягом усього терміну експлуатації знаходиться в складному напруженому стані під впливом внутрішнього тиску перекачується і працює як посудина високого тиску [5]. По ньому перекачується нафта, і це робить його до того ж надзвичайно енергонасиченим спорудою. МНП включає наступні групи споруд, наведені на малюнку 1.1. Головні споруди, що складаються з головної перекачувальної станції (ГВС) і підвідних трубопроводів, по яких нафта надходить в резервуарний парк ДПС, де є основна і підпірна насосні, всередині майданчикові трубопроводи, встановлення лічильників, майданчик запуску кульових роздільників, приміщення фільтрів тонкого очищення, системи загальної та оборотного водопостачання, каналізація, електропостачання, будівлі адміністративно-побутового та експлуатаційно-господарського призначення, включаючи лабораторію, ремонтно - механічну майстерню, склад паливно-мастильних матеріалів. Резервуарний парк призначається для приймання і здавання нафти і нафтопродуктів, поділу нафтопродуктів за сортами, а також для їх приймання у випадку аварійної зупинки трубопроводу.

1 - промисел; 2 - пункт переробки нафти; 3 - підвідні трубопроводи; 4 - головні споруди; 5 - колодязь пуску скребка (кулі, діагностуючого пристрої); 6 - лінійний колодязь; 7 - перехід під залізницею; 8 - перехід через річку; 9 - перехід через яр; 10 - кінцевий розподільний пункт

Малюнок 1.1 - Схема магістрального нафтопроводу

Проміжні перекачувальні станції (ППС) приймають і направляють нафту по трубопроводу до наступної станції, до кінцевої і проміжним розподільчим станціям. Лінійна частина трубопроводу споруджується за трьома конструктивним схемами: підземної, наземної і надземної. Підземна схема складається близько 98% від загальної довжини всіх побудованих трубопроводів [5]. За цією схемою труби укладають нижче природної поверхні грунту. На освоєних територіях глибина закладення зазвичай не менше 1 м над верхньою твірною труб. Наземна схема передбачає укладання труб на поверхні спланованого грунту або на грунтове суцільне підставу, що влаштовується з привізного грунту. При надземної схемою трубопровід укладають на опори, що розміщуються на певній відстані один від одного. При підземній укладанні трубопровід і транспортується по ньому продукт не впадають різких перепадів температур, що має важливе значення для забезпечення технологічної надійності трубопроводу. Необхідність в наземній і надземної схемах прокладки магістральних трубопроводів виникає при будівництві в несприятливих грунтових умовах. Хоча магістральний трубопровід і являє собою безперервну нитку, проте він має пристрої, що дозволяють відсікати окремі його ділянки у разі виникнення аварійних ситуацій з метою обмеження обсягу втрат транспортованого продукту і зменшення шкоди, що завдається природі при витіканні продукту із зруйнованого ділянки. На нафтопроводах встановлюють засувки [5].

1.2 Аналіз причин виникнення аварій на магістральних нафтопроводах

Пошкодження магістральних нафтопроводів викликаються дією двох груп чинників. Перша група пов'язана зі зниженням несучої здатності нафтопроводу, друга - зі збільшенням навантажень і впливів. Зниження несучої здатності нафтопроводу відбувається через наявність дефектів в стінці труб і старіння металу. Фактори другої групи з'являються при експлуатації діючого нафтопроводу (тиск, напруги від впливів температур перекачується нафти і навколишнього трубу грунту, тиск шару грунту над трубою, різні статичні і рухомі навантаження, деформація земної поверхні на підроблюваних територіях, сейсмічні дії) [18]. Класифікація причин аварій і пошкоджень на нафтопроводах представлена ​​на малюнку 1.2.

Малюнок 1.2 - Причини аварій і пошкоджень на нафтопроводах

Для детального аналізу причин аварій і пошкоджень на нафтопроводах розглянемо кожну причину окремо.

1.2.1 Зовнішні впливи на нафтопровід

До зовнішніх впливів на підземні трубопроводи відносять можливі навантаження при виробництві різних робіт поблизу нафтопроводу, наїзди важкого транспорту, зсуви, землетруси, вибухи та ін Результати аналізу відмов свідчать про те, що однією з основних причин пошкоджень підземних трубопроводів є вплив зовнішніх сил, що приводить до утворення поверхневих вм'ятин, тріщин, тріщин у вм'ятинах, розривів у зварних швах і по тілу труби. [18]. Найбільш поширені пошкодження, що виникають в результаті проведення ремонтних або будівельних робіт в безпосередній близькості від діючого трубопроводу; вони відносяться до числа потенційно найбільш небезпечних. Необхідно своєчасно оцінювати небезпеку таких пошкоджень і можливість подальшої експлуатації пошкодженої ділянки трубопроводу. Через зовнішніх впливів на вітчизняних нафтопроводах відбувається більше 5% аварій від загального їх числа, а по наносимому збитку вони посідають перше місце.

1.2.2 Корозійні ушкодження нафтопроводу

Корозійні ушкодження нафтопроводів - це руйнування металевих поверхонь під впливом хімічного або електрохімічного впливу навколишнього середовища. Підземні нафтопроводи можуть піддаватися корозії під впливом грунту, блукаючих струмів та змінного струму електрифікованого транспорту [80]. Грунтова корозія підрозділяється на хімічну і електрохімічну. Хімічна корозія зумовлена ​​дією на метал різних газів і рідких неелектролітів. Ці хімічні сполуки, діючи на метал, утворюють на його поверхні плівку, що складається з продуктів корозії. При хімічній корозії товщина стінки нафтопроводу зменшується рівномірно, тобто практично не виникають наскрізні пошкодження труб. Хімічної корозії в більшій мірі піддаються внутрішні стінки нафтопроводу [80].

а, б - хімічна корозія; в, г - електрохімічна корозія.

Малюнок 1.3 - Корозійні ушкодження

Електрохімічна корозія зумовлена ​​взаємодією металу труби з агресивними розчинами грунту. При цьому метал виконує роль електродів, а агресивні розчини електролітів. Під дією електрохімічної корозії в тілі труби утворюються місцеві каверни і наскрізні отвори. Тому цей вид корозії є більш небезпечним, ніж хімічна корозія.

Ще більш небезпечна електрична корозія. Вона виникає під дією на нафтопровід електричних струмів. Ці струми називають блукаючими, так як вони проникають у грунт звичайно з рейок електрифікованої транспорту і потрапляють на нафтопровід в тих місцях, де він оголений або має пошкоджену ізоляцію. Рухаючись по трубопроводу, струми виходять з нього поблизу тягових підстанцій. Ділянки входу струму в нафтопровід називають катодними, а ділянки виходу - анодними.

Найбільш небезпечні анодні зони, так як струми виходять з нафтопроводу у вигляді позитивних іонів, що супроводжується інтенсивним виносом частинок металу та утворенням наскрізних отворів. Для живлення електрифікованого транспорту застосовується постійний струм, причому другим проводом служать рейки. Хоча рейки є хорошим провідником, тим не менше, частина струму, особливо в місцях з'єднань рейок, потрапляє в грунт. Рухаючись у грунті, струми мають тенденцію повертатися до своїх джерел по коліях найменшого опору. Один з таких шляхів - підземні трубопроводи, що мають пошкоджену ізоляцію. У місцях пошкодження ізоляції блукаючі струми потрапляють на нафтопровід і виходять з нього зблизька тягової підстанції у вигляді позитивних іонів металу. Таким чином, починається електроліз металу. Аналіз відмов вітчизняних МН показує, що відмови нафтопроводів через зовнішньої корозії становлять 30 - 35% від загального їх числа.

1.2.3 Дефекти труб

Дефекти труб - будь-яка невідповідність контрольованого параметра якості матеріалів і виробів регламентованим нормам. Дефекти труб можна класифікувати за двома видами: металургійні і чисто зовнішні (механічні) дефекти стінки труби. До металургійним відносяться наступні [18]:

а) дефекти металу труби: неметалічні шлакові, флюсові включення; полони, заходи сонця, корозія (атмосферна крісталлітная, атмосферна поверхнева, газова високотемпературна і т.д.); ізоляція, коксування, перегрів, перепал, міхури газові, різнотовщинність аркушів, розриви внутрішні, раковини усадочні, тріщини (водневі, гарячі, термічні, втомні і т.д.), флоксни та ін;

б) дефекти стінки труби: подряпини, ризики, задири, забоїни, вм'ятини з різними геометричними характеристиками (глибина, радіус кривизни, довжина, розташування на трубі і т.д.); ерозійні руйнування внутрішньої поверхні труби, тріщини, що виникають при порушеннях технології прокату ; вм'ятини (на відміну від вм'ятин механічного походження), що утворилися від вдавлення валками невидаленою окалини, металевої крихти або випадкових ударів.

До дефектів зварних швів відносяться наплави (натікання), непостійні по довжині, ширині і висоті шви, груба лускатість шва, підрізи, тріщини, непровари, пори, жужільні включення, пропали і ін

Наплави найчастіше утворюються при зварюванні горизонтальними швами вертикальних поверхонь в результаті натекания рідкого металу на крайки холодного основного металу. Причини виникнення наплавов - велика сила зварювального струму, довга дуга, неправильне положення електрода, великий кут нахилу виробу при зварюванні на підйом і спуск. Підрізи представляють собою поглиблення (канавки), які утворюються в основному металі вздовж краю шва при великій силі зварювального струму і довгій дузі. Підрізи призводять до ослаблення перерізу основного металу і можуть стати причиною руйнування зварного з'єднання [18].

1.2.4 Порушення правил технічної експлуатації нафтопроводів

Аналіз причин відмов магістральних нафтопроводів показує, що на частку відмов, що відбулися через порушення правил технічної експлуатації магістральних нафтопроводів, припадає від 2 до 7%. Сюди входять відмови з вини експлуатаційного персоналу у зв'язку з порушенням строків та якості технічного обслуговування і ремонту, недотриманням правил техніки безпеки при обслуговуванні та ремонті нафтопроводів і т.д. До додаткових зовнішніх навантажень, що виникають внаслідок порушення правил експлуатації і викликає руйнування трубопроводу, відносяться гідравлічні удари. Вони становлять велику небезпеку для трубопроводів.

Гідравлічні удари є наслідком раптового відключення перекачувальних станцій або неправильного перемикання засувок, а також освіти в трубопроводі повітряних пробок, які в ряді випадків можуть викликати поштовхи тиску, подібні гідравлічному удару [18].

1.2.5 Експлуатаційні навантаження і впливи

Основними експлуатаційними навантаженнями і впливами є внутрішній тиск продукту в трубопроводі і температурний перепад (різниця між температурами металу труб при укладанні й у процесі експлуатації). При нормальній експлуатації магістральних нафтопроводів у відповідності з правилами технічної експлуатації внутрішній тиск істотно не змінюється. Досить повно відпрацьовані методи вибору матеріалів, обладнання і конструкцій магістральних нафтопроводів з урахуванням внутрішнього тиску. Дещо складніше облік температурного перепаду. Вплив цього параметра на напружено-деформований стан трубопроводу залежить від багатьох факторів [18].

У результаті наведених причин виникають аварії, що призводять до ЧС, класифікація яких наведена нижче.

1.3 Класифікація НС, викликаних аваріями на магістральних нафтопроводах

Аварії, що виникають на МНП, призводять до ЧС, так як в результаті розливу нафти можливий пожежа, руйнування споруд, загибель людей, значні втрати матеріальних цінностей, забруднення навколишнього середовища.

Класифікація НС, викликаних аваріями на МНП, відображена на малюнку 1.4.

Малюнок 1.4 - НС, викликані аваріями на магістральних нафтопроводах

НС, викликані аваріями на МНП, можуть супроводжуватися одним або декількома такими подіями:

- Смертельним (і) випадком (ями);

- Травмуванням з втратою працездатності або груповим травматизмом;

- Займанням нафти або вибухом його парів;

- Витоком нафти, що транспортується в кількості більше 1 т.

Порушення справного стану МНП, що призвело до безповоротних втрат нафти у навколишньому природному середовищі (ОПВ) у кількості 1 т і менше, класифікується як ушкодження.

Наслідки аварій в залежності від тяжкості поділяються на I, II, III категорії.

До наслідків I категорії відносяться аварії, які призвели до одного з наступних подій:

- Смертельного (им) випадку (ям); травмування з втратою працездатності або групового травматизму;

- Займання нафти або пожежі його парів;

- Безповоротних втрат нафти, рівним 100 т і більше.

До наслідків II категорії відносяться аварії, що призвели до безповоротних втрат нафти, рівним 10 т і більше.

До наслідків III категорії відносяться аварії, що призвели до безповоротних втрат нафти більше 1 т [9, 61].

НС на об'єктах транспорту та зберігання нафти можуть проходити за одним із сценаріїв, описаних у таблиці 1.1.

Пожежі на об'єктах можливі за наявності одночасно горючого матеріалу, окислювача і джерела запалювання. На об'єктах зберігання і транспортування нафти горючою речовиною є розлилася в результаті аварії нафту.

Таблиця 1.1 - Сценарії розвитку НС та його прояви

Сценарій НС

Наслідки (прояви) НС

Загазованість

Освіта зон загазованості пальним або токсичним продуктом, поширення і розсіяння хмари парогазоповітряні суміші. Токсична дія на персонал.

Пожежа протоки

Стійке горіння парів протоки над поверхнею рідини, що супроводжується могутнім тепловим випромінюванням, яке впливає на сусідні апарати, будівлі, спорудження і на персонал.

Вибух пари нафти

Швидкоплинучими процес фізичних і хімічних перетворень, що супроводжується звільненням значної кількості енергії, в результаті якого в навколишньому просторі утворюється і поширюється ударна хвиля, що супроводжується могутнім тепловим випромінюванням, яке впливає на сусідні апарати, будівлі, спорудження і на персонал.

У результаті причин, наведених у пункті 1.2, відбуваються НС на МНП, що супроводжуються вражаючими чинниками, які наведені на малюнку 1.5 [15].

Малюнок 1.5 - Вражаючі фактори НС та параметри їх впливу на МНП

НС з пожежами та вибухами на об'єктах з наявністю горючих рідин і газів є, як правило, наслідком ситуацій, що розвиваються по наступній типовій схемі, представленої на малюнку 1.6 [79].

Малюнок 1.6 - Типова схема розвитку аварійної ситуації, пов'язаної з руйнуванням трубопроводу

Таким чином, можна зробити висновок, що НС, викликані аваріями на магістральних нафтопроводах, супроводжуються забрудненням навколишнього середовища, пожежами, загибеллю людей, а так само значним матеріальним збитком, тому проведемо причинно-наслідковий аналіз таких НС [9, 79].

1.4 Причинно-наслідковий аналіз НС, викликаних аваріями на нафтопроводах

Трубопровідний транспорт експлуатується достатньо довгий час і причини, за якими виникають НС, протягом часу змінюються, тому проаналізуємо причини НС у динаміці починаючи з 1951 року по 2007 рік.

У експлуатувалися МНП за період 1951-1965гг. пошкодження виникали в основному із-за невиконання у процесі будівництва "Технічних умов на виконання будівельно - монтажних робіт по спорудженню магістральних трубопроводів", а також з-за відступів і порушень "Правил технічної експлуатації магістральних трубопроводів".

Крім того, пошкодження з'являлися внаслідок незадовільної організації захисту трубопроводів від грунтової корозії і дії блукаючих струмів, із-за підвищених температурних коливань протягом року (і, отже, підвищених температурних напружень в трубопроводі), в результаті розмиву грунту під трубопроводом на переходах через водні перешкоди , зсувів, нерівномірне осідання грунту після будівництва і, нарешті, внаслідок поставки на будівництво неякісних труб (шаруватий прокат, нерівномірність товщин листів зварних труб, дефекти в заводській зварювання і т.д.) [9].

З 1951 по 1965 р зареєстровано 160 випадків руйнування трубопроводів. Причому, 41,3% складають наскрізні локальні пошкодження (свищі), 33,7% - розриви по монтажних кільцевих стиків, 20% - розриви по цілому металу труб і 5% - розриви за заводськими зварних швах.

Проте якщо розглянути руйнування трубопроводів по роках, то можна бачити таку картину (малюнки 1.7, 1.8).

А - наскрізні локальні пошкодження (свищі), Б - розриви по монтажних кільцевих стиків, В - розриви по цілому металу, Г - руйнування за заводськими зварних швах, Д - інші причини

Малюнок 1.7 - Основні причини НС на МНП за період 1951-1958 рр..

З малюнка 1.7 випливає, що основними причинами НС на МНП за період 1951-1958 рр.. є наскрізні локальні пошкодження (свищі) і розриви по монтажних кільцевих стиків, а за період 1959-1965 рр.. (Див. малюнок 1.8) до цих причин додалася ще одна не менш значуща, розриви по цілому металу.

А - наскрізні локальні пошкодження (свищі), Б - розриви по монтажних кільцевих стиків, В - розриви по цілому металу, Г - руйнування за заводськими зварних швах, Д - інші причини

Малюнок 1.8 - Основні причини НС на МНП за період 1959-1965 рр..

Свищі в 95% випадків утворюються в результаті дії на трубопровід блукаючих струмів (не була передбачена катодний захист, так як проекти трубопроводів були складені значно раніше електрифікації залізниць, що пролягають поблизу них) і лише 4-5%-агресивними грунтами (грунтової корозією). Аналіз аварій, що сталися до 1982 року [5], показує, що в залежності від року експлуатації нафтопроводу процентне відношення причин руйнувань змінюється (таблиця 1.2). За представленими даними можна зробити висновок, що корозійне руйнування трубопроводів займає перше місце, і з плином часу його частка збільшується. Це пов'язано з тим, що до початку 80-х років не були розроблені пристрої, що дозволяють контролювати товщину стінок трубопроводу в процесі експлуатації. Також перед промисловим комплексом не стояло завдання очищення нафти поблизу промислу, і нафту перекачували в неочищеному вигляді на великі відстані.

Таблиця 1.2 - Руйнування (у% до загальної кількості) в період експлуатації в залежності від різних причин

Причини

Роки експлуатації


4-й

5-й

Дефекти труб

17,5

18

Дефекти зварних швів (не заводських)

21

20

Дефекти будівельно-монтажні

11

3,5

Корозія

40

50,5

Порушення правил експлуатації

8,5

3

Інші причини

8,5

3

Досить велика частка руйнувань, пов'язаних з різними дефектами (труб, зварних швів, СМР). Це також пов'язано з неможливістю своєчасно діагностувати аварійний стан трубопроводу. Аналіз даних про аварії на лінійній частині нафтопроводів за 1983-2007 роки відображено в таблиці 1.3 [79].

Таблиця 1.3 - Статистичні дані про аварії на лінійній частині нафтопроводів за 1983-2007 р.р.

Категорія

Кількість аварій, шт.

Втрати нафти, т.

Причини аварій, кількість




Грунтова корозія

Некач. виконання СМР

Заводський дефект

Механ. пошкодження

Втомився. руйнування металу

Наруш. правил робіт в охорон. зоні

Інші

I

166

86242,0

21

47

55

10

15

4

14

II

101

2567,1

16

24

22

15

5

5

14

III

135

747,2

27

38

24

11

6

4

25

Некатег

38

245,4

9

7

4

1

2

2

13

ВСЬОГО

440

89801,7

73

116

105

37

28

15

66

Перше і друге місця за кількістю займають неякісне виконання БМР і заводські дефекти. Високий показник саме цих причин обумовлений тим, що тільки в 1994 р. МНП були оснащені приладом "Ультраскан", яким можна визначати різні дефекти труб, ізоляційних покриттів.

За період з 1997 - 2007 рр.. на нафтопроводах на території РФ сталися НС, викликані аваріями з розливом нафти, з наступних причин, наведених на малюнку 1.9.

Малюнок 1.9 - Основні причини НС на МНП на території РФ за період 1997-2007 рр..

Таким чином, для більш повного опису надзвичайної ситуації на об'єктах зберігання та перекачування нафти, розглянемо деякі аварії на магістральних нафтопроводах, що відбулися в РФ за останні 2 роки.

1.5 Аналіз НС, що виникли в результаті аварій на магістральних нафтопроводах

Аналіз НС, що сталися в результаті аварій на магістральних нафтопроводах, необхідний для того, щоб виявляти сценарії можливих НС та особливості прогнозування, запобігання і ліквідації НС.

В даний час виникають НС, викликані аваріями на магістральних нафтопроводах, в ході яких відбувається витік нафти, пожежі і вибухи. Розглянемо кілька подібних НС, що сталися на території РФ за останній час.

20 лютого 2005 під час ремонтних робіт ТОВ "Транссібнефть" в районі с. Старий Боготол Красноярського краю стався розлив нафти. У результаті виявилися забрудненими 45 земельних ділянок жителів села Старий Боготол і струмок Боготольчік.

22 січня 2006 у ВАТ Уфимський НПЗ (паливне виробництво, установка ЕЛОУ-АВТ-6) було виявлено вогнище загоряння в районі блоку теплообмінників з подальшим виникненням пожежі. Через 3,5 години пожежа була ліквідована. Експлуатація установки припинена. Постраждалих немає [78].

7 лютого 2006 - під час ремонтних робіт на магістральному нафтопроводі "Нижньовартовськ - Курган - Куйбишев" під містом Міас Челябінської області стався розлив 10 т нафти. Почалася пожежа, яка знищила пересувну насосну установку.

23 березня 2006 на магістральному трубопроводі "Малгобек - Тихорецьк" виявилася нелегальна врізка. Під час оранки поля плугом було підрізане гумовий шланг, за допомогою якого здійснювалися розкрадання. У результаті стався розлив 2 кубометрів нафти.

13 березня 2007 в офіційному зведенні МНС РФ з'явилося повідомлення про те, що о 9 ранку 12.03.2007 на нафтопродуктопровід "Нижній Новгород-Алмет'евськ" в районі Кстово (Нижегородська область) сталася аварія з розливом близько 50 т дизельного палива. Причина аварії - незадовільний технічний стан [78].

31 липня 2007 відбулася НС на нафтопроводі в Мелеузовського районі Башкирії, в результаті ремонтних робіт, площа забруднення склала 250-300 кв. м грунту. За даними рятувальників, в понеділок о 19:45 в 3 км на захід від селища Зірган стався прорив нафтопроводу діаметром 300 міліметрів. У водойми нафтопродукт не потрапив. Жертв і постраждалих немає [78].

Таким чином, з наведених даних можна зробити висновок, що НС, викликані аваріями на магістральних нафтопроводах, трапляються досить часто і призводять до забруднення навколишнього середовища нафтою, пожеж, вибухів, загибелі людей, тварин, а так само до значного матеріального збитку. І тому виникає необхідність у розробці заходів щодо ліквідації наслідків аварії в повному обсязі в найкоротші терміни. І тому що неможливо точно визначити, що ж стане причиною можливого руйнування трубопроводу, наведемо статистичні дані з НС, викликаним аваріями на магістральних нафтопроводах.

1.6 Статистика НС, викликаних аваріями на нафтопровід ах

На несучу здатність, а, отже, і надійність магістральних нафтопроводів, впливає багато різних чинників. Не можна заздалегідь точно передбачити, що стане причиною можливого руйнування нафтопроводу, а значить, і визначити їх кількість і розподіл у часі. У якійсь мірі руйнування є випадковою подією, і для оцінки ймовірності руйнування на тому чи іншому трубопроводі або його ділянці необхідно використовувати ймовірнісно - статистичний підхід. Загальна орієнтовна оцінка може бути визначена за статистичному аналізу аварій, що мали місце в попередні роки [27]. У таблиці 1.4 наведено дані про частоту відмов у рік на 1000 км нафтопроводів.

Таблиця 1.4 - Частота відмов (у%) на рік на 1000 км

Вид трубопроводу

Аварії

Роки експлуатації



1-й

2-й

Третя

4-й

5-й

6-й

7-й

Нафтопроводи

великі

3,7

2,33

2,77

1,18

1,21

0,7

1,0


дрібні

10,7

5,64

3,97

3,62

3,59

3,2

5,23

На підставі даних таблиці 1.4 побудовані графіки залежності частоти відмов від року експлуатації (малюнки 1.10, 1.11).

Малюнок 1.10 - Графік залежності частоти відмов, що тягнуть за собою великі аварії, від року експлуатації

Малюнок 1.11 - Графік залежності частоти відмов, що тягнуть за собою дрібні аварії, від року експлуатації

З графіка, зображеного на малюнку 1.10 видно, що частота відмов з плином часу поступово знижується. З урахуванням того, що аналізується досить короткий період часу, це цілком закономірно, оскільки в перші роки експлуатації відмовляють ті ділянки МНП, де присутня дефект (вони виявляються швидше за все), ремонтні роботи в перші роки ведуться не так активно, тому спостерігається спадна залежність .

Графік, зображений на малюнку 1.11, що він є типовою графіком зміни інтенсивності відмов з плином часу. Перші три роки - ділянка підробітки, проявляються відмови, викликані порушеннями технологічного процесу і виробництвом робіт; 4-6-й роки - ділянка нормальної експлуатації, 7-й і далі року - ділянка старіння та зносу.

Статистичні дані про аварії на нафтопроводах за 1987-2007 роки в СРСР і Росії (таблиця 1.5) [27, 78].

Таблиця 1.5 - Статистичні дані про аварії на нафтопроводах за 1987-2007 роки

Рік

Довжина нафтопроводів, тис. км

Число

аварій

Число аварій, наведене

до 1000 км нафтопроводів

1987

43,7

50

1,21

1988

45,7

31

0,71

1989

45,4

47

1,03

1990

48,0

25

0,52

1991

50,9

37

0,73

1992

54,2

23

0,42

1993

56,2

22

0,39

1994

56,6

18

0,32

1995

57,1

18

0,31

1996

59,5

16

0,27

1997

60,4

24

0,40

1998

62,2

27

0,43

1999

64,2

24

0,37

2000

64,1

16

0,25

2001

65,9

25

0,38

2002

66,3

17

0,26

2003

66,7

17

0,25

2004

49,7

10

0,20

2005

49,7

10

0,20

2006

49,7

12

0,24

2007

49,6

12

0,24

Частота виникнення аварій на лінійній частині магістральних нафтопроводів за період експлуатації має наступні кількісні значення:

- Частота виникнення аварій на лінійній частині магістральних нафтопроводів в Росії дорівнює 2,98 × 10 -4 подій × км -1 × рік -1;

- Частота виникнення аварій на лінійній частині магістральних нафтопроводів в Західній Європі дорівнює 1,92 × 10 -4 подій × км -1 × рік -1.

Середнє значення наведених вище частот виникнення аварій на лінійній частині магістральних нафтопроводів 2,45 × 1 0 -4 подій × км -1 × рік -1.

Крім того, є відомості про частоту відмов нафтопроводів в залежності від характеру відмови або пошкодження (таблиця 1.6).

Таблиця 1.6 - Частота відмов в залежності від характеру відмови нафтопроводу

Характер відмови нафтопроводу

Частота відмов,

подій × км -1 × рік -1

Корозійний відмову. Одиночний корозійний наскрізний дефект з еквівалентним діаметром 2 дюйми

2,4 × 10 -4

Структурний відмову. Усталостная тріщина в стінці трубопроводу з еквівалентним діаметром 12 дюймів

6,0 × 10 -5

"Гільйотина" розрив. Розрив труби на повний переріз в результаті зовнішніх впливів

6,12 × 10 -5

Таким чином, аналіз статистичних даних дає відомості про частоту відмов нафтопроводів та ймовірності виникнення НС, негативні наслідки яких можливо знизити за рахунок превентивних заходів.

1.7 Превентивні заходи, що проводяться в режимах повсякденної діяльності та підвищеної готовності на магістральних нафтопроводах

Попередження аварій з розливів нафти досягається комплексом превентивних заходів, а саме:

- Створення власних формувань (підрозділів) для ліквідації розливів нафти і нафтопродуктів, проведення атестації зазначених формувань відповідно до законодавства Російської Федерації, оснащення їх спеціальними технічними засобами або укладання договорів з професійними аварійно-рятувальними формуваннями (службами);

- Створення резервів фінансових коштів і матеріально-технічних ресурсів для локалізації і ліквідації розливів нафти та нафтопродуктів;

- Навчання працівників засобам захисту і діям у надзвичайних ситуаціях, пов'язаних з розливами нафти та нафтопродуктів;

- Розробка декларації промислової безпеки небезпечних виробничих об'єктів [78];

- Організація та здійснення виробничого контролю за дотриманням вимог промислової безпеки на небезпечному виробничому об'єкті;

- Проведення коригування планів при зміні вихідних даних;

- Створення і підтримання в готовності системи виявлення розливів нафти і нафтопродуктів, а також системи зв'язку та оповіщення [78];

- Перевірка працездатності автоматичних систем виявлення і сповіщення про виникнення аварії на об'єктах;

- Контроль на об'єкті за виконанням правил протипожежної безпеки;

- Захист персоналу та населення: організація системи оповіщення про виникнення НС, забезпечення персоналу індивідуальними засобами захисту, планування проведення евакуації;

- Підготовка до залучення за необхідності додаткових сил і засобів відповідно до плану взаємодії [27].

Так само для попередження НС, викликаних аваріями на магістральних нафтопроводах необхідне виконання графіків планово - попереджувального ремонту механо-технологічного та енергетичного обладнання та засобів автоматизації та телемеханізації, забезпечення готовності технічних засобів, що застосовуються при ліквідації можливих НС, забезпечення готовності ремонтного персоналу [78].

Для забезпечення нормальної експлуатації трубопроводу потрібен цілий комплекс науково-технічного та апаратно-програмного забезпечення. Розглянемо основні методи забезпечення безпеки експлуатації магістральних нафтопроводів.

1.7.1 Інформаційно-експертна система безпечної експлуатації нафтопроводу

З появою специфічних програмних продуктів геоінформаційних систем (ГІС) з'явилася можливість аналізу надійності роботи та управління експлуатацією таких просторово розподілених об'єктів, до яких відносяться нафтопроводи, на єдиній графічній основі [25].

Досвід впровадження ГІС технологій дозволяє стверджувати, що інформаційно-експертна система безпечної експлуатації нафтопроводів здійснює такі функції.

1) Функції збору і накопичення інформації:

- Накопичення інформації про експлуатованої апаратурі нафтопроводу і експлуатаційних характеристиках (тип, марка, рік здачі в експлуатацію, паспортні дані, завод виробник, технологічні схеми, напрацювання, число і види відмов, засобів електрохімічного захисту, катодного захисту та ін);

- Накопичення інформації про термін, тип і зміст технічного обслуговування та планово-попереджувальних ремонтах;

- Накопичення інформації про дефекти (характеристики, розвиток, ступінь небезпеки, місце розташування тощо);

- Опис умов прокладки і залягання трубопроводу (картографічна, геодезична, геодинамічну, геоморфологічна, геологічна, екологічна та інша інформація, що характеризує трасу нафтопроводу);

- Точне визначення місця розташування на цифровій карті і на місцевості дефектів, характерних точок труби, характеристик траси нафтопроводу.

2) Функції звітності:

- Формування звітів за встановленою нормативними документами формі про роботу окремих агрегатів і вузлів, складових трубопровідну геотехнічну систему;

- Формування електронних і паперових варіантів Паспорти нафтопроводу, Технологічного регламенту. Звіту про охорону навколишнього середовища та інших необхідних технологічних документів з автоматизацією відповідних розрахунків;

- Формування паперових проектів і кошторисів на ремонт окремих ділянок, агрегатів і вузлів нафтопроводу, графіків, таблиць та довідок для керівного складу організації [25].

3) Функції експертної системи як системи оцінки надійності і прийняття рішень:

- Збір та подання даних про всі види діагностики трубопровідної системи;

- Розрахунки довговічності трубопроводу при наявності на них дефектів у вигляді корозії, розшарувань, вм'ятин, гофр і ін;

- Розрахунки критичних розмірів дефектів, при досягненні яких лінійні ділянки необхідно відремонтувати або замінити;

- Узагальнення і аналіз надходить у систему інформації про роботу нафтопроводу і зміни на земній поверхні в його районі;

- Розробка комплексів алгоритмів і програм за розрахунками характеристик роботи трубопровідної геотехнічної системи (гідравлічних характеристик, залишкового ресурсу та ін)

4) Функції економічного і геоекологічного аналізу:

- Розробка алгоритмів і програм розрахунку екологічного збитку від виникнення можливих аварій: оцінка ризику виникнення аварій та надзвичайних ситуацій на нафтопроводі;

- Розробка алгоритмів і програм розрахунку вартості заміни труби на окремих ділянках нафтопроводу і вартості ремонтно-відновлювальних робіт;

- Розрахунки необхідної кількості електроенергії для забезпечення надійної роботи нафтопроводу;

- Розрахунки, пов'язані з веденням земельного кадастру і з визначенням економічних показників [25].

Застосування геоінформаційних систем і суміщення даних апаратної діагностики має важливе значення у формуванні безпеки на магістральному нафтопроводі.

1.7.2 Супутниковий моніторинг трубопроводів і технологія моніторингу геотехнічних систем

" США) [38]. В останні роки використовується супутниковий моніторинг за корозійним станом трубопроводів, зокрема нафтопроводів ("Enbridge Pipeline Inc" США) [38]. Їх використання особливо ефективно для корозійного моніторингу віддалених і важкодоступних ділянок. Для моніторингу використовуються супутники, що знаходяться на низькій орбіті. На найбільш ймовірні, з точки зору корозійної активності, ділянки траси накладається спеціальна плівка, що реагує на вступ до неї водню в разі посилення корозії. Зміна кольору фіксується розташованими на землі спеціальними датчиками, а відповідні сигнали передаються до супутників, через які надходять у головний офіс компанії.

Для контролю витоків застосовуються такі методи, як спостереження з повітря або обхід лінії, повідомлення випадкових очевидців, моніторинг умов експлуатації трубопроводів з використанням "інтелектуальної" технології та інші; всі вони характеризують тим або іншим ступенем вірогідності. Найкращий результат у визначенні витоків дає оптимальне поєднання цих методів [38]. Розрахунковий метод моніторингу витоків з трубопроводу характеризується різним складністю в залежності від складності трубопровідної системи.

Моніторинг складається з двох блоків: оперативного контролю за стан та управління станом геотехнічних систем. Організаційно моніторинг представляється за схемою: статистика - динаміка - прогноз. Він реалізується через три етапи: паспортизація об'єктів, стаціонарні дослідження, моделювання та прогноз функціонування геотехнічних систем при різних режимах і експлуатації. У процесі паспортизації встановлюються типи можливих дискомфортних ситуацій, причини і фактори, здатні їх викликати, форми і масштаби прояви [66].

На другому етапі моніторингу здійснюються режимні дослідження на ділянках прогнозованих дискомфортних ситуацій. У їх межах здійснюється: щорічні аеровізуальние обстеження, аерофотозйомки, теплові інфрачервоні аерозйомки, комплексні дослідження. На третьому етапі здійснюється картографічне і математичне моделювання стану та прогноз функціонування геотехнічних систем при різних режимах її експлуатації [66].

1.7.3 Система комплексного аналізу надійності лінійної частини нафтопроводу

Для запобігання аварій на магістральних нафтопроводах і здійснення ремонтів здійснюється комплексний підхід до отримання, систематизації та аналізу всієї сукупності даних про стан нафтопроводу: дефектах, попередніх ремонтах, даних аналізу аварій. Актуальним залишається завдання розробки загальної методології та створення базової системи і аналізу діагностичної інформації, який враховує комплексний багатофакторний характер даних про стан магістрального нафтопроводу: даних внутрішньотрубної діагностики інспекційними снарядами, про аварії і ремонтах, лабораторних і натуральних випробувань [1].

Оптимальний варіант діагностичної системи в цілому поєднує:

- Засоби ефективного аналізу сукупності даних про стан магістрального нафтопроводу;

- Результати комплексного матеріалознавчого дослідження різних зовнішніх і внутрішніх факторів (умов експлуатації, ступеня і характеру дефектності труб і зварних швів, структурного стану металу труб);

- Комплексне моделювання кінетики розвитку процесів руйнування лінійної частини магістрального нафтопроводу, що забезпечує можливість прогнозування довговічності локальних ділянок нафтопроводу [1].

На малюнку 1.12 наведена схема взаємопов'язаного функціонування систем діагностування і прогнозування.

Малюнок 1.12 - Блок-схема взаємопов'язаного функціонування систем діагностування і прогнозування

Прогнозування аварій тісно взаємодіє з оцінкою надійності. Актуальною є задача оцінки ефективності трубопровідних систем з урахуванням конструктивно-технологічних та експлуатаційних аспектів з позицій оцінки показників надійності і безпеки.

1.7.4 Надійність і безпека нафтопроводів з технологічними та експлуатаційними ушкодженнями

Проблема надійності і безпеки нафтопроводів має комплексний характер і пов'язана з пошуком оптимальних рішень економічних і інженерних задач.

Формально нафтопровід розглядається як система з послідовно з'єднаних елементів труб. Надійність такої системи обмежена у просторі та часі. Обмеження в просторі пов'язані з дією масштабного фактора. Чим більше діаметр нафтопроводу і чим більше його протяжність, тим вище ймовірність появи критичних дефектів або пошкоджень, здатних призвести до катастрофічного руйнування. Обмеження у часі пов'язані з неминучим накопиченням пошкоджень у металі труб [3]. Зазначені обмеження виразно проявляються у статистичних оцінках надійності (рисунок 1.13).

Малюнок 1.13 - Статистичні оцінки функції надійності нафтопроводів в залежності від їх діаметру та терміну експлуатації



Як видно з представлених даних навіть при невеликих термінах експлуатації нафтопроводи мають неприпустимо низькі показники надійності. Аналіз можливостей підвищення надійності нафтопроводів за рахунок конструктивно-технологічних факторів показує, що теоретична надійність нафтопроводу дорівнює добутку надійності елементів [1, 3].

За даними статистичного аналізу дефектності зварних з'єднань нафтопроводів розрахункова надійність нафтопроводу діаметром 500 мм протяжністю 1000 км (без урахування накопичення ушкоджень) складає 0,6-0,98. Для нафтопроводів з діаметром вище 720 мм ці значення виявляються ще нижче - 0,3-0,95. Підвищити надійність нафтопроводів за рахунок подальших конструктивно-технологічних обмежень дефектів і пошкоджень вкрай складно.

Малюнок 1.14 - Схема визначення нормативної надійності, ефективної протяжності, і безпечного ресурсу трубопроводу

Враховуючи ці обставини, безпека нафтопроводів підвищується за рахунок обмежень масштабного фактора (діаметра, довжини) або часу експлуатації. На малюнку 1.14 наведена схема визначення обмежень масштабного фактора. Для цього вводиться комплексний показник ефективності нафтопроводу в процесі експлуатації. У його структурі можуть міститися техніко-економічні і вартісні параметри витрат і доходів. На першій стадії при збільшенні масштабного фактора ефективність нафтопроводу зростає за рахунок розширення числа споживачів і передачі більшої кількості продукту. Надалі починається неминуче зниження ефективності через зростання втрат від аварій, витрат на діагностику і проведення ремонтних операцій. Точка максимуму ефективності визначає граничний рівень надійності нафтопроводу і його оптимальні, з точки зору безпеки, параметри: діаметр і протяжність. Протяжність служить основним обмежувачем, а діаметр додатковим. При зменшенні діаметру може бути збільшена допустима довжина нафтопроводу.

Обмеження за часом носять супідрядний характер. Вони визначають безпечний ресурс нафтопроводу. В якості критерію тут виступає нормативний рівень надійності, що визначається масштабним фактором. Надійність нафтопроводу в процесі експлуатації на будь-якому відрізку часу не допускається нижче цієї норми. Виходячи з цього, виходить допустимий ресурс. Експлуатація нафтопроводу за межами ресурсу без проведення повної діагностики і необхідної реконструкції вважається неприпустимою [38].

Викладена схема дає підстави для системного вирішення економічних і інженерних задач безпечної експлуатації нафтопровідних систем. Обмеження по протяжності, діаметру і часу експлуатації нафтопроводу є неминучими і об'єктивно зумовленими. Розширення цих обмежень здійснюється лише на базі принципово інших конструктивно-технологічних схем нафтопроводів.

Так само для забезпечення екологічної та промислової безпеки магістрального нафтопроводу необхідно впровадження нових технологій. З цією метою проведемо аналіз патентної літератури в області технічної діагностики стану трубопроводів.

1.8 Аналіз патентної літератури в області технічної діагностики стану трубопроводів

Однією з найважливіших проблем трубопровідного транспорту є збереження нормального стану лінійної частини магістральних трубопроводів, тобто завчасне знаходження дефекту на трубопроводі і усунення його. Цілком очевидно, що розтин трубопроводу для його безпосереднього візуального обстеження економічно невиправдано. До того ж обстежити можна тільки зовнішню поверхню трубопроводу. Тому виникає потреба у діагностиці трубопроводу без його розтину і зупинки перекачування. Ця проблема вирішується за допомогою технічної діагностики.

Метою технічної діагностики є визначення можливості та умов подальшої експлуатації діагностується обладнання і в кінцевому підсумку підвищення промислової та екологічної безпеки [37].

Завданнями технічної діагностики, які необхідно вирішити для досягнення поставленої мети, є:

-Виявлення дефектів і невідповідностей, встановлення причин їх появи і на цій основі визначення технічного стану трубопроводу;

-Прогнозування технічного стану та залишкового ресурсу (визначення із заданою вірогідністю інтервалу часу, протягом якого збережеться працездатний стан трубопроводу).

В даний час використовуються запатентовані способи діагностики стану трубопроводів, наведені в таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 - Запатентовані способи діагностики стану трубопроводів

Назва патенту

і дата публікації

Індекс МПК

Опис способів і методів

Спосіб і пристрій акустичної діагностики зварних швів трубопроводів

2325637,

27.05.2008р

G01N29/04

Здійснюється ударне збудження акустичних затухаючих коливань у розташованих вздовж зварного шва ділянок (зон) та наступна реєстрація цих коливань перетворювачем з подальшою обробкою даних в комп'ютері.

Спосіб діагностики стану магістрального трубопроводу

2318203,

27.02.2008 р.

G01N23/18

Стінку трубопроводу зсередини опромінюють пучком рентгенівського випромінювання з панорамної геометрією щодо осі джерела рентгенівського випромінювання, використовуючи рентгеночувствітельние елементи першої і другої групи, при цьому попередньо на бездефектної ділянці трубопроводу багатоелементний перетворювач встановлюють у робоче положення вісь джерела рентгенівського випромінювання і вісь трубопроводу, а у фіксованих положеннях джерела рентгенівського випромінювання вимірюють різницю сигналів між кожною з N пар рентгеночувствітельних елементів першої та другої груп, що мають однаковий порядковий номер n = 1, 2, 3, ..., N, причому про наявність і місце дефекту судять відповідно по величині і знаку вимірюваних різницевих сигналів [37].

Спосіб прогнозірова-

ня аварійного технічного стану трубопроводу

2286558,

27.10.2006 р.

G01N17/02

Поблизу трубопроводу встановлюють датчик швидкості корозії (ДСК) і періодично знімають його поточні показання. Потім свідчення з ДСК порівнюють з відповідним пороговим значенням. Після чого підсумовують за певний період часу свідчення ДСК і порівнюють сумарні значення з другим пороговим значенням. При перевищенні отриманими сигналами хоча б одного з порогових значень прогнозують аварійний стан трубопроводу

Система внутрішньотрубної діагностики трубопроводу

2279652,

10.07.2006 р.

G01M3/28

Система внутрішньотрубної діагностики трубопроводу виконується у вигляді снаряда батітермографа, що представляє собою герметичну капсулу з провідними манжетами з м'якої гуми з перетворювачами поздовжньої координати, і апаратури відкладеної обробки [37]. Технічний результат: визначення висотного положення трубопроводу, контроль за температурою і гідростатичним тиском, що створюються в трубі, визначення опору тертю, вимір падіння тиску по довжині трубопроводу і визначення місць витоку з труби через свищі і тріщини [37].

Пристрій для автоматизованої-

ванної діагностики трубопроводів

2251049,

27.04.2005 р.

F17D5/00

Пристрій включає в себе корпус, діагностичну апаратуру, турбіну, запобіжний механізм, електрогенератор і акумуляторну батарею. Технічним результатом винаходу є підвищення надійності заявленого пристрою за рахунок застосування запобіжного механізму, який запобігає виходу пристрою з ладу, наприклад, у випадку його зупинки (застрявання) у трубопроводі.

Вимірювач параметрів корозії

2225594,

10.30.2004 р.

G01D9/00

Прилад містить датчик-зонд, блок попередньої обробки сигналів, багатоканальний аналого-цифровий перетворювач, мікропроцесор, енергонезалежний модуль пам'яті, рідкокристалічний дисплей, клавіатуру, годинник реального часу, нагрівальний елемент і датчик температури. Технічним результатом даного технічного рішення є розширення функціональних можливостей приладу і збільшення температурного діапазону, при якому може працювати прилад [37].

Спосіб колійного обстеження та діагностики діючих магістральних нафтопроводів і система для його здійснення

2228487,

10.05.2004 р

F17D5/00

Спосіб полягає в телеінспекціі обстежуваного об'єкта, при цьому система включає відеокамеру типу VB21C-R36 або KPC-190SW з кутом огляду 92 градусів, галогенові джерела світла потужністю 5-10 Вт, цифрову записуючу відеокамеру типу DCR-TRV17E Sony з монітором 3,5 дюйма або їй подібне, горизонтальну платформу товщиною 80 мм, виконану з брусків хвойних порід дерева, просочених в киплячому індустріальному маслі, барабан з трижильним годує кабелем,

мають подвійну ізоляцію, поплавці й знаки довжини пройденого відстані, направляючий ролик для кабелю і незалежне джерело постійного струму напругою 12 вольт. Технічним результатом винаходу є оперативне обстеження трубопроводу [37].

Спосіб діагностики стану магістральних трубопроводів з використанням радіоактивних індикаторів

2159930,

27.11.2000 р.

G01N23/00

Спосіб включає переміщення усередині трубопроводу снаряда-дефектоскопа, реєстрацію його переміщення і випромінювання радіоактивних індикаторів. У якості радіоактивних індикаторів використовують містяться в транспортувати природні радіонукліди та радіоактивні продукти їх розпаду, що накопичилися в стінці трубопроводу та прилеглому до зовнішньої поверхні трубопроводу грунті за час експлуатації трубопроводу. Характер дефекту визначають, порівнюючи рівень гамма-випромінювання короткоживучих ізотопів з сумарним рівнем гамма-випромінювання або / і з рівнем низькоенергетичного гамма-випромінювання на виділеній ділянці стінки трубопроводу.

Спосіб акустико-емісійної діагностики трубопроводів

2057332,

27.03.1996 р.

G01N29/14

Спосіб полягає у переміщенні діагностичної системи по трубопроводу під дією протікає рідини, реєстрації акустичного випромінювання від течі, створення хвилі локальних напруг стінок трубопроводу в області діагностичної системи в міру її просування, додаткової реєстрації виникають при цьому сигналів акустичної емісії [37].

Внутрішньотрубної багатоканальний профілемер

2164661,

27.03.2001 р.

G01B5/28

На корпусі профілемера закріплений пояс чутливих важелів, притискається до внутрішньої поверхні трубопроводу. У корпусі розміщені засоби обробки і зберігання даних вимірювань, одометріческая система і електромагнітний маркерний передавач для визначення положення дефектоскопа всередині трубопроводу.

Всі розглянуті запатентовані способи діагностики стану магістральних трубопроводів здатні підвищити екологічну та промислову безпеку [37].

У випадках, коли розглянуті методи і способи щодо попередження НС виявляються недостатніми і виникає аварія, яка призводить до ЧС, на МНП, необхідно виконувати аварійно-рятувальні та інші невідкладні роботи (АСДНР), для чого розглянемо основні принципи і вимоги щодо планування АСДНР при аварії на об'єктах зберігання і транспортування нафти.

1.9 Основні принципи і вимоги щодо планування аварійно рятувальних та інших невідкладних робіт при НС на МНП

При плануванні ведення АСДНР для ліквідації аварії з розливом нафти та зменшення наслідків необхідно:

- Завчасно спрогнозувати і оцінити можливу обстановку;

  • вибрати технологію ведення АСДНР;

  • розрахувати кількість потрібних сил і засобів;

  • організувати взаємодію між підрозділами;

  • передбачити атестацію формування на право ведення спеціалізованих АСДНР.

При отриманні повідомлення про виявлення аварії для оперативного реагування на надзвичайну ситуацію начальник ЛВДС посилає оперативну групу, яка виробляє розвідку і рекогносцировку [58].

Після прибуття представників служб, функціональних ланок РСЧС створюється штаб керівництва АСДНР з числа представників (керівників) сил, що беруть участь у проведенні АСДНР. Визначається місце роботи штабу, порядок подання донесень та взаємодії з обміну інформацією.

Керівнику АСДНР підпорядковуються всі підрозділи, які беруть участь у ліквідації наслідків аварії. Він несе відповідальність за організацію і проведення АСДНР, безпеку людей, які беруть участь у АСДНР [58].

При ліквідації НС на МНП проведення АСДНР має особливості, розглянемо їх нижче.

1.9.1 Особливості проведення аварійно-рятувальних робіт при ліквідації аварії з розливом нафти

Труднощі проведення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації наслідків аварії з розливом нафти полягають в тому, що:

- Магістральні нафтопроводи пролягають під землею на глибині дорівнює або менше товщини промерзання грунту в залежності від рельєфу місцевості;

- Нафта заливає і приховує місця пошкоджень;

- Не може пересування людей і техніки у місця аварії;

- Забруднюється місцевість, люди і техніка;

- Обмежено застосування ефективних засобів ліквідації НС з потенційними джерелами запалювання (різка і зварювання, вибухова техніка, техніка з двигунами внутрішнього згоряння, електрообладнання) внаслідок пожежонебезпеки обстановки [51].

У результаті виникають труднощів зростає час ліквідації НС, збільшується прямий і непрямий збиток (витрати на ремонтні роботи, збільшення періоду скороченого виробництва).

А при виникненні пожежі ліквідація НС повинна грунтуватися, переважно, на механічних способах: ліквідація пожежі, локалізації розливу, механічному зборі нафти, що розлилася, використанні сорбирующих матеріалів багаторазового використання [16, 46].

1.9.2 Порядок проведення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації аварії з розливом нафти

Всі аварійно-рятувальні та інші невідкладні роботи при ліквідації аварії з розливом нафти повинні виконуватися в строгій послідовності для забезпечення виконання робіт в мінімальні терміни і в повному обсязі.

Заходи з ліквідації НС з розливом нафти:

- Розвідка, встановлення меж небезпечної зони, інформування населення;

- Рятувальні роботи при необхідності, надання першої медичної допомоги (ПМП), евакуація, життєзабезпечення населення, МТО формувань;

- Локалізація і ліквідація пожежі при його наявності, попередження його виникнення;

- Локалізація розливу;

- Збір нафти, збір нафти з поверхні води при попаданні її у водні об'єкти, установка бонових загороджень;

- Ремонт пошкодженого нафтопроводу;

- Зрізання забрудненого грунту;

- Вивезення забрудненого грунту;

- Ввезення чистого грунту, вирівнювання грунту;

- Повернення населення, висновок формувань.

Для успішного проведення АСДНР необхідне забезпечення ефективного використання сил і засобів різного призначення, тобто організація управління ліквідацією НС [49].

1.10 Організація управління ліквідацією НС, викликаної аварією з розливом нафти

Управління ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти полягає в цілеспрямованій діяльності органів управління з розвитку і вдосконалення заходів з локалізації та ліквідації НС, а також заходів з підтримки територіальних і функціональних підсистем в готовності і практичного їх поповненню в повсякденній діяльності при загрозі або виникненні небезпеки розгерметизації трубопроводу і виходу нафти на поверхню.

Головною метою управління ліквідацією НС є забезпечення ефективного використання сил і засобів різного призначення, в результаті чого роботи в зонах НС повинні бути виконані в повному обсязі, в найкоротші терміни, з мінімальними втратами населення і матеріальних засобів [44]. Оперативність, стійкість і безперервність управління забезпечується:

- Максимальним наближенням управління в повсякденних умовах до управління при виникненні, загрозі виникнення та ліквідації НС;

- Завчасним створенням у всіх ланках управління запасних і основних пунктів управління;

- Оснащенням пунктів управління засобами зв'язку та оповіщення;

- Сполученням засобів зв'язку та систем оповіщення РСЧС з відповідними системами оповіщення Міністерства оборони і МВС;

- Завчасною підготовкою дублюючих органів управління;

- Завчасної розробкою зі своєчасним здійсненням заходів з відновлення порушеного управління.

Організація зв'язку та оповіщення здійснюється відповідно до постанови Ради Міністрів Уряду РФ від 1 березня 1993 року № 178 "Про створення локальних систем оповіщення у районах розміщення потенційно небезпечних об'єктів".

Розглянемо основні заходи, що проводяться органами управління та силами при виникненні розливів нафти:

- Оповіщення органів управління та сил, порядок доведення інформації про факт розливу нафти;

- Оцінка обсягів розливу нафти, визначення меж зони розливу і його впливу на природні та виробничі об'єкти;

- Прогнозування можливих наслідків аварії з розливом нафти;

- Прийняття рішення про локалізації розливу нафти;

- Висування сил і засобів у зону розливу;

- Заходи щодо захисту населення (при необхідності);

- Заходи щодо локалізації розливу нафти;

- Контроль за станом навколишнього природного середовища в районі розливу нафти і обстановкою на аварійній об'єкті, що здійснює транспортування нафти, і на прилеглій до нього території [44].

Так само ефективність проведення АСДНР залежить від організації забезпечення їх ведення.

1.11 Основи організації матеріально-технічного забезпечення підрозділів, що залучаються для ліквідації наслідків надзвичайної ситуації

МТО формувань, які беруть участь у проведенні АСДНР полягає в безперебійному постачанні їх продовольчими товарами, медичним майном, засобами індивідуального захисту (ЗІЗ), приладами розвідки, змінної одягом, пально - мастильними матеріалами (ПММ) та іншими матеріально - технічними засобами (МТС) [81] .

Для виконання заходів щодо матеріально-технічного постачання залучаються ланки забезпечення самих формувань, а також формування служб продовольчого, матеріально-технічного, речового постачання. Залучаються збереглися стаціонарні об'єкти матеріально-технічного, продовольчого, речового постачання.

До матеріально-технічних засобів ставляться:

- Інженерна та автомобільна техніка;

- Засоби індивідуального захисту (ЗІЗ);

- Засоби медичного захисту та медикаменти;

- Засоби зв'язку та оповіщення;

- Паливно - мастильні матеріали (ПММ);

- Спеціальний одяг, білизна і взуття, промислові товари;

- Продовольство і продовольчі товари;

- Будівельні матеріали;

- Ремонтні матеріали і запасні частини;

та інші кошти, необхідні для забезпечення дій сил і засобів, при проведенні заходів РСЧС в мирний і воєнний час.

Основними принципами та вимогами МТО формувань РСЧС в зоні лиха є:

- Органи управління та сили РСЧС забезпечуються МТС за рахунок бюджету об'єкта економіки, адміністрацій територій і державою в цілому;

- Накопичення МТС проводиться шляхом ешелонування з урахуванням достатньої потреби в них;

- Оснащення органів управління та сил РСЧС МТС здійснюється відповідно до табелів оснащення;

- Джерелами МТО є матеріальні ресурси країни, незалежно від виду (форм) власності і відомчої належності [81].

Крім МТО формувань необхідна організація першочергового життєзабезпечення постраждалого в НС населення.

1.12 Основні принципи організації першочергового життєзабезпечення при ліквідації НС з розливом нафти

Першочергове життєзабезпечення населення (ПЖОН) - комплекс економічних, організаційних, інженерно-технічних і соціальних заходів для захисту населення і територій від НС природного і техногенного характеру та соціального захисту постраждалих [68].

ПЖОН при виникненні НС є однією з основних завдань РСЧС, що дозволяють зменшити його втрати та зберегти йому здоров'я.

Основним об'єктом ПЖОН в НС є особистість з її правом на безпечні умови життєдіяльності [68].

Питання ПЖОН, так само як і його захисту в НС, мають пріоритет перед будь-якими іншими сферами діяльності органів виконавчої влади РФ, органів місцевого самоврядування.

Головною метою ПЖО в НС є створення і підтримка умов для збереження життя і здоров'я потерпілого населення і особового складу формувань та підрозділів, що беруть участь у проведенні АСДНР.

Організація ПЖО здійснюється постійно діючими органами управління, силами і засобами, створюваними рішеннями керівників виконавчої влади суб'єктів РФ і органами місцевого самоврядування. Дані органи управління та сили здійснюють свою діяльність у складі регіональних та територіальних підсистем РСЧС.

ПЖО потерпілого в НС населення і ЛС формувань і підрозділів, що беруть участь у проведенні АСДНР, здійснюється силами і засобами організацій, установ, підприємств (незалежно від форм власності), в обов'язки яких входить вирішення питань ПЖОН, і здійснюють свою діяльність на території суб'єкта РФ.

Обсяги та зміст заходів з підготовки територій до організації ПЖО визначаються виходячи з необхідної достатності і максимально можливого використання наявних сил і засобів.

Постачання постраждалого населення, ЛЗ аварійно-відновлювальних підрозділів продуктами харчування та водою в зонах лиха, в районах евакуації здійснюється, виходячи з принципу фізіологічної (для непрацюючих) та енергетичної достатності. [68].

Особовий склад сил, що залучаються для організації ПЖОН в зонах лиха і районах евакуації, оснащується відповідними технічними засобами, матеріальними ресурсами та підготовлений до дій у разі НС.

Усі заходи організуються своєчасно, комплексно і ув'язані за термінами і місця з іншими заходами, що вживаються для порятунку, збереження життя і здоров'я людей.

При функціонуванні на території кількох потенційно небезпечних об'єктів або ймовірності виникнення на ній НС, плани організації ПЖОН розробляють на всі випадки виникнення НС, а оцінка її можливості і підготовленість для найбільш великомасштабних НС.

При плануванні заходів враховують специфіку їх організацій: при різних джерелах виникнення НС і вплив фактору часу на втрату людей.

Для успішного проведення АСДНР так само необхідне дотримання заходів безпеки при ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти [68].

1.13 Забезпечення безпеки при ліквідації НС на магістральних нафтопроводах

При проведенні АСДНР від особовий склад (ЛЗ) формувань потрібне строге дотримання заходів безпеки. Лише дотримання заходів безпеки дозволить запобігти нещасним випадкам, втрати особового складу формувань та спасаємось при проведенні АСДНР.

Тому командири формувань зобов'язані завчасно роз'яснювати

ЛЗ характерні особливості проведених робіт, роз'яснювати правила безпеки, суворо стежити за їх виконанням всім ЛЗ.

Конкретні заходи безпеки зазначаються на ділянці (об'єкті) робіт одночасно з постановкою завдань.

ЛЗ формувань зобов'язаний знати технологію проведення всіх видів робіт та вимог безпеки при проведенні АСДНР.

Основними вимогами безпеки є:

- Усунення безпосереднього контакту працюючих з тими предметами (матеріалами), які можуть завдати шкоди здоров'ю самому працює;

- Заміна технологічних процесів та операцій процесами та операціями, при яких відсутні небезпечні та шкідливі фактори по відношенню до працюючого персоналу;

- Використання комплексної механізації і автоматизації робіт, систем дистанційного керування і т. д.;

- Використання засобів індивідуального та колективного захисту ЛЗ;

- Раціональна організація праці і відпочинку [4].

Крім того, ЛЗ формувань повинен знати вражаючі фактори, що впливають на працюючих при проведенні АСДНР.

Вражаючі фактори, що виникають при НС на магістральних нафтопроводах, наведені в пункті 1.4 на малюнку 1.10. Крім вражаючих факторів при НС на МНП, мають місце і небезпечні фізичні фактори, такі як рухома техніка, рухомі робочі органи машин, а також пересуваються вироби та заготовки, зокрема труби і фасонні частини, що використовуються при ремонті пошкодженого трубопроводу.

При дії небезпечних фізичних факторів на людину піде травма, погіршення здоров'я або зниження працездатності. Для недопущення або зниження ймовірності такого впливу на особовий склад необхідно дотримуватися правил техніки безпеки. Це організаційні заходи, розпорядчі дотримання певної обережності при проведенні різних видів робіт.

Проведення АСДНР в зоні розливу нафти супроводжується таким вражаючим чинником, як токсичну дію небезпечних хімічних речовин. В умовах високої концентрації парів нафти не допускається проведення робіт без засобів індивідуального захисту. Пари нафти можуть надходити в організм людини і негативно впливати на нього через органи дихання і шкірні покриви. До індивідуальних засобів захисту органів дихання відносяться протигази, респіратори, тканинні маски, ватно-марлеві пов'язки; до засобів захисту шкіри - захисний одяг.

Весь особовий склад формувань РСЧС, бере участь у ліквідації НС, заздалегідь сповіщається про особливості сталася НС і повинен приїжджати до місця проведення робіт повністю екіпірованим [4].

Таким чином, з усього вище сказаного можна зробити висновок, що аварії на МНП призводять до ЧС, супроводжується забрудненням навколишнього середовища, вибухами, пожежами, великими втратами матеріальних цінностей, загибеллю людей, руйнуваннями споруд. І тому виникає необхідність у розробці заходів щодо прогнозування, запобігання і ліквідації наслідків НС у повному обсязі в найкоротші терміни [4].

Таким чином, мета розділу, що складається в теоретичному обгрунтуванні роботи з прогнозування, запобігання і ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти, що дозволяє за літературними джерелами встановити закономірності виникнення НС, виявити їх основні причини та способи зниження негативних наслідків НС на магістральних нафтопроводах, досягнута, і тому визначимо масштаб наслідків можливої ​​НС, викликаної аварією з розливом нафти на лінійній частині нафтопроводу УБКУА ВАТ "Уралсібнефтепровод" поблизу д. Мінзітарово.

2. Аналіз можливих надзвичайних ситуацій на магістральних нафтопроводах та їх розвитку. Оцінка ризику і прогнозування наслідків надзвичайних ситуацій

Експлуатація нафтопроводів представляє певну небезпеку для персоналу, населення і навколишнього середовища. Ця небезпека характеризується специфікою магістральних трубопровідних систем: значною протяжністю лінійної частини нафтопроводів, великою масою звертається небезпечної речовини в системі, пожежонебезпечністю, високою біологічною активністю перекачується, здатного мати шкідливий вплив на людину й екосистеми навколишнього природного середовища. Головною потенційною небезпекою (фактором ризику експлуатації магістральних нафтопроводів) є наявність певної ймовірності виникнення аварії з викидом нафти в навколишнє середовище.

Визначення ризику і прогнозування наслідків НС, викликаних аваріями на магістральних нафтопроводах, є важливим завданням для запобігання або зниження негативного наслідки НС.

Рішення даної задачі грунтується на теоретичному обгрунтуванні роботи, виконаному в розділі 1, а так само на загальних відомостях про об'єкт, дослідженні району його розташування, особливостей функціонування.

2.1 Загальні відомості про об'єкт

Об'єктом дослідження є магістральний нафтопровід (МНП) "Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ" (УБКУА) на ділянці "Улу-Теляк-Черкаси", протяжністю 56,6 кілометрів, і діаметром 500 мм. Пропускна спроможність нафтопроводу - 50 млн. т / рік, фактично перекачується - 25 млн. т / рік. Робочий тиск становить 5 МПа [20]. Нафтопровід призначений для перекачування західносибірської нафти в західному напрямку для подальшого транспорту на нафтопереробні заводи Росії, в близьке і далеке зарубіжжя. Схема МНП ВАТ "Уралсібнефтепровод" наведена на малюнку 2.1.

Рисунок 2.1 - Схема нафтопроводів ВАТ "Уралсібнефтепровод"

ибнефтепровод"). МНП УБКУА є структурним підрозділом Черкаського нафтопровідного управління, що входить до складу відкритого акціонерного товариства "Урало-Сибірські магістральні нафтопроводи" (ват "Урал c ібнефтепровод").

Карта району розташування об'єкта представлена ​​на малюнку 2.2.

Рисунок 2.2 - Карта району розташування об'єкта

Поздовжній профіль, технологічна схема і ситуаційний план магістрального нафтопроводу УБКУА на ділянці "Улу-Теляк-Черкаси" наведено у додатку А [20].

2.2 Відомості про гідрогеологічні особливості району розташування лінійної частини МНП УБКУА

МНП УБКУА на ділянці "Улу-Теляк - Черкаси" розташований в гористій зоні Предуралья. Рельєф місцевості горбистий навколишнього. Схили пологі.

Район МНП УБКУА розташований в зоні різко континентального клімату, який зумовлюється великою віддаленістю від морів і океанів.

Зима холодна, тривала, літо тепле, але порівняно короткий. Характерною особливістю району є пізнє припинення весняних і раніше відновлення осінніх заморозків у повітрі і на поверхні грунту [20].

Найхолоднішим місяцем є січень з середньою місячною температурою мінус 20 0 С. Найтеплішим є липень з середньою місячною температурою плюс 19 0 С.

Переважний напрямок вітру протягом року по району південно-західне. Середня річна швидкість вітру, повторюваність перевищення якої більше 5% дорівнює 8 м / с.

Житловий селище Мінзітарово розташовується в 600 м від МНП УБКУА в північному напрямку. Напрямок вітру в бік житлового селища не є переважаючим і становить 3,1 м / с. Напрямок та швидкість вітру наведені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 - Характеристика напрямків і швидкості вітру на території об'єкту дослідження

Напрямок та швидкість вітру, м / с

З

СВ

У

ЮВ

Ю

ПдЗ

З

СЗ

3,1

3,3

3,4

4,3

5,5

4,5

4,0

4,4

Нормативна глибина промерзання грунту 100-110 см.

Розподіл опадів по сезонах не однаково. Максимальна їх кількість випадають в теплий період у вигляді дощу. За цей період випадає 362 мм, що становить 65% річного обсягу. За холодний період року частка опадів що випали у вигляді снігу склала 35% річної суми або 195 мм. Середньостатистичний річний шар опадів для району розташування об'єкта склав 557 мм [20].

Середня місячна і річна температура повітря по району розташування об'єкта представлені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Середня місячна і річна температура повітря

Середня температура повітря, 0 С

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

рік

мінус 13,0

мінус 12,1

мінус 6,2

5,0

13,1

18,3

19,4

16,5

10,9

4,4

мінус 5,3

мінус 10,6

3,4

Грози, тумани, заметілі, ожеледь. За літо зазвичай буває до 20 ... 24 днів з грозою, при максимумі в липні 7 ... 8 днів, у тому числі з градом у середньому 2 дні. Тумани за рік спостерігаються 35 ... 40 днів, при максимумі в холодний період 25 ... 27 днів. За рік буває 30 ... 36 днів з хуртовиною. Найбільше число днів з хуртовиною наголошується в кінці лютого - початку березня 7 ... 8 днів.

За 30 річний період спостерігалися такі небезпечні метеорологічні явища:

- 2 випадки шквалу при швидкості вітру 25 м / с (спостерігався вітер 26 м / с і 36 м / с);

- 1 випадок сильного дощу з кількістю опадів 50 мм за 12 годин і менш

(Спостерігалося 50,7 мм);

- 1 випадок сильної зливи з кількістю опадів 30 мм за 1 годину і менше (спостерігалося 31,7 мм);

- 1 випадок сильного снігопаду при кількості опадів, що випали 20 мм і більше за 12 годин і менш (випало 21 мм опадів).

2.3 Види НС, викликаних аваріями з розливом нафти

З метою аналізу розвитку надзвичайних ситуацій, можливі аварії, що викликають НС, пов'язані з розливом нафти, необхідно розділити на два класи:

- Проектні аварії - аварії, для яких проектом визначено вихідні і кінцеві стани і передбачені системи безпеки (активні і пасивні), що забезпечують обмеження масштабів впливу витоків нафти на населення прилеглих територій у встановлених межах;

- Запроектні аварії - аварії, викликані не врахованими в проекті вихідними станами і супроводжуються додатковими, в порівнянні з проектними аваріями, відмовами систем безпеки і помилковими діями персоналу, які призвели до катастрофічних наслідків.

Запроектні аварії, з точки зору показників рівня безпеки населення і навколишнього середовища, становлять найбільший інтерес, хоча ймовірність їх виникнення порівняно мала в порівнянні з проектними.

Проектні аварії, як правило, є локальними і представляють індивідуальний ризик для обслуговуючого персоналу. Тому вони в найбільш повному обсязі представлені в "Оперативному плані ліквідації можливих аварій промислового об'єкта", переглядається щорічно [43]. Згідно з "Оперативному планом ліквідації можливих аварій" за затвердженим графіком з обслуговуючим персоналом проводяться навчально-тренувальні заняття, де відпрацьовуються всі варіанти дій обслуговуючого персоналу при виникненні аварій.

Дерево подій розвитку ймовірних сценаріїв аварій, що призводять до ЧС, на лінійній частині МНП наведено у додатку Б.

2.3.1 Ідентифікація та оцінка небезпек

Відповідно до РД 03-418-01 "Методичні вказівки щодо проведення аналізу ризику небезпечних виробничих об'єктів", під "ідентифікацією небезпеки" промислового об'єкта розуміється процес виявлення і визнання того, що для даного об'єкта небезпека існує, а також визначення її характеристик.

Даний процес є одним з етапів аналізу ризику (оцінки ступеня ризику) НС на об'єктах і включає в себе збір та аналіз інформації про причини виникнення і розвитку надзвичайних ситуацій, а також отримання попередніх оцінок небезпеки. На основі попередніх оцінок небезпеки, виходячи з прийнятих критеріїв, приймається рішення про продовження або припинення процедури аналізу ризику [43].

Найбільшу небезпеку для населення та навколишнього природного середовища, представляють надзвичайні ситуації, пов'язані з неконтрольованим виходом (розливом) назовні нафти.

НС на магістральному нафтопроводі вважається раптовий виливши або закінчення нафти (витоку) в результаті повного руйнування або пошкодження нафтопроводу, його елементів, резервуарів, обладнання та пристроїв, супроводжувані одним або декількома з наступних подій:

- Смертельним травматизмом людей;

- Травмуванням людей з втратою працездатності;

- Займанням нафти або вибухом її парів;

- Забрудненням річок, водойм та водотоків понад меж, встановлених стандартом на якість води;

- Витоками нафти об'ємом 10 м 3 і більше [72].

Причини, в результаті яких можливі НС на лінійній частині МНП наведені на малюнку 1.2 пункт 1.2.

До небезпечних ділянок магістрального нафтопроводу відносяться:

- Перетину з автошляхами і ж / д;

- Перетину з водними перешкодами;

- Місця знаходження задвіжок МНП;

- Точки локального мінімуму - найбільш низькі точки рельєфу місцевості, через які проходить МНП. Важливим критерієм вибору точок локального мінімуму послужило розташування поруч з ними населених пунктів [72].

НС на магістральному нафтопроводі може проходити за одним із сценаріїв, описаних у таблиці 1.1 пункт 1.3.

Вражаючі фактори НС на нафтопроводі, від яких повинен бути забезпечений захист власних і сусідніх об'єктів, наведені на малюнку 1.5 пункт 1.3.

Дерево подій розвитку ймовірних сценаріїв аварій, що призводять до ЧС, на лінійній частині МНП наведено у додатку Б.

2.4 Оцінка ступеня ризику виникнення надзвичайних ситуацій

Відповідно до чинних нормативних документів, під "Оцінкою ризику" або "Оцінкою ступеня ризику" розуміється процес, використовуваний для визначення ступеня ризику аналізованої небезпеки для здоров'я людини, майна або навколишнього середовища.

При цьому, "Ризик" або "Ступінь ризику" визначається як поєднання частоти (або ймовірності) та наслідків конкретного небезпечного події. Таким чином, поняття ризику завжди включає два елементи: частоту, з якою здійснюється небезпечна подія, і наслідки цієї події [19].

У процедуру оцінки ризику надзвичайних ситуацій входить:

- Прогноз частоти (ймовірності) виникнення НС;

- Оцінка кількості небезпечних речовин, здатних брати участь в НС;

- Визначення площі розливу нафти, зони вибухонебезпечних концентрацій при випаровуванні нафти з поверхні розливу;

- Оцінка наслідків надзвичайних ситуацій для людини, навколишнього природного середовища і самого об'єкта.

2.4.1 Оцінка ймовірності виникнення НС на магістральному нафтопроводі

Існує два види сценаріїв розвитку можливої ​​НС: найбільш ймовірний і з найбільшими наслідками. Для НС з розливом нафти найбільш ймовірно протікання НС без запалення, в цьому випадку утворюється хмара небезпечних для людини концентрацій парів нафти. Сценарій з найбільшими наслідками менш вірогідний, але тягне за собою великі втрати - це пожежа або вибух протоки нафти.

Практика показує, що НС, як правило, характеризуються комбінацією випадкових подій, що виникають з різною частотою на різних стадіях виникнення і розвитку НС. Так, наприклад, для утворення хмари небезпечних концентрацій парів нафти необхідна наявність розливу, визначених метеоумов. При русі утворився хмари в бік населеного пункту відбувається отруєння людей, що проживають у ньому [19].

Для виявлення причинно - наслідкових зв'язків між цими подіями використовується логіко-графічний метод аналізу "дерево подій".

Частота відмов в залежності від характеру відмови нафтопроводу наведена в таблиці 1.6 пункт 1.6.

Імовірність присутності джерела запалювання наведена в таблиці 2.3 [42, 76].

Таблиця 2.3 - Імовірність присутності джерела запалювання

Вид події

Ймовірність події

Поява джерел запалювання від атмосферної електрики при пожежі

0,041

Присутність випадкового джерела запалювання

0,001

Дерева подій для кількісного аналізу різних сценаріїв НС, викликаних аваріями на МНП, представлені на малюнках 2.3, 2.4, 2.5.

Малюнок 2.3 - Дерево подій для найбільш імовірного сценарію

З малюнків 2.3 та 2.4 видно, що імовірності появи небажаних подій рівні 45 ∙ 10 -6 і 15 ∙ 10 -6 відповідно перевищують допустиме значення.

Рисунок 2.4 - Дерево подій для сценарію з найбільшими наслідками (пожежа протоки)

Рисунок 2.5 - Дерево подій для сценарію з найбільшими наслідками (вибух парів нафти)

Значення частоти виникнення окремої події або сценарію перераховується шляхом множення частоти виникнення ініціюючого події на умовну ймовірність розвитку аварії за конкретним сценарієм [19].

1 возникновения первого сценария (образование облака опасных для человека концентраций паров нефти): Значення частоти P 1 виникнення першого сценарію (утворення хмари небезпечних для людини концентрацій парів нафти):

1 = P 2 ∙Р 3 , (2.1) P 1 = P 2 ∙ Р 3, (2.1)

2 , P 3 - вероятности возникновения событий 2, 3 соответственно. де P 2, P 3 - імовірності виникнення подій 2, 3 відповідно.

1 = 3,61∙10 -4 ∙0,125=45∙10 -6 P 1 = 3,61 ∙ 10 -4 ∙ 0,125 = 1945 ∙ 10 -6

Для другого сценарію (пожежі протоки нафти):

4 = P 5 ∙Р 6 = 3,61∙10 -4 ∙0,042=15∙10 -6 P 4 = P 5 ∙ Р 6 = 3,61 ∙ 10 -4 ∙ 0,042 = 15 ∙ 10 -6

Для третього сценарію (вибух парів нафти):

7 = P 8 ∙Р 9 ∙Р 10 = 3,61∙10 -4 ∙0,042∙0,054=8,1∙10 -7 P 7 = P 8 ∙ Р 9 ∙ Р 10 = 3,61 ∙ 10 -4 ∙ 0,042 ∙ 0,054 = 8,1 ∙ 10 -7

Можна зробити висновок, що ймовірність виникнення першого і другого сценарію перевищує допустиму, і тому для МНП УБКУА потрібна розробка та прийняття заходів щодо підвищення надійності, а для цього необхідно прогнозування наслідків НС, тобто визначення її параметрів.

Так як із двох сценаріїв НС, ймовірності виникнення яких перевищують допустиме значення, далі будемо розглядати другий, тобто пожежа протоки нафти.

2.4.2 Оцінка кількості небезпечних речовин, здатних брати участь у техногенній аварії, що супроводжується протокою

При руйнуванні магістрального нафтопроводу обсяг рідини, що витекла визначається за формулою [72]:

(2.2)

де - Тиск перекачування, що становить 5 МПа;

– расход нефти, равный 0,06 м 3 /с [80]; Q - витрата нафти, рівний 0,06 м 3 / с [80];

– время перекрытия задвижек, равное 3600 с (так как ЧС произошла на линейной части МНП, расположенной в значительном удалении от ЛПДС, а так же длина отрезка между соседними задвижками составляет 12,6 км); t - час перекриття засувок, рівне 3600 з (так як НС сталася на лінійній частині МНП, розташованої в значній відстані від ЛВДС, а так само довжина відрізка між сусідніми засувками складає 12,6 км);

- диаметр трубопровода, 500 мм; D - діаметр трубопроводу, 500 мм;

- длина отрезка между соседними задвижками, 12,6 км. L - довжина відрізка між сусідніми засувками, 12,6 км.

Таким чином, обсяг витекла нафти становить 250 м 3.

2.4.3 Визначення маси нафти, що розлилася при НС

Кількість пролилася нафти, внаслідок розгерметизації нафтопроводу, розраховується:

, (2.3)

де - Щільність нафти при розрахунковій температурі, кг / м 3;

- Обсяг витекла нафти, 250 м 3;

Е - коефіцієнт заповнення трубопроводу нафтою (Е = 0,79).

Таким чином, маса нафти, що розлилася становить:

т.

2.4.4 Визначення площі розтікання і товщини шару нафти, що розлилася

Лінійний розмір розлиття нафти при аварії на лінійній частині МНП залежить від обсягу рідини, що витекла та умов розтікання. При вільному растекании діаметр розлиття може бути визначений з співвідношення [72]:

= d = (2.4)

- объём жидкости, 250 м 3 ; де V - об'єм рідини, 250 м 3;

Товщина шару нафти, що розлилася розраховується за формулою:

, (2.5)

де V-обсяг розлилася рідини, 250 м 3,

– площадь растекания нефти, м 2 , которая определяется по формуле: F - площа розтікання нафти, м 2, яка визначається за формулою:

(2.6)

Таким чином, діаметр розлиття складе:

= d = м

Площа розтікання:

м 2

Товщина шару нафти, що розлилася:

0,05 м.

2.4.5 Визначення кількості нафти, що вбралася в грунт

вп ), впитавшейся в грунт, определяется по соотношениям [62]: Кількість нафти (маса М вп або обсяг V вп), що вбралася в грунт, визначається за співвідношенням [62]:

М вп = К н · V гр · ρ, (2.7)

впн · V гр , (2.8) V вп = К н · V гр, (2.8)

де ρ - густина нафти, 0,86 т / м 3 [20];

V гр - обсяг нефтенасищенной грунту, м 3;

К н - нефтеемкостью грунту, 0,16% [52].

Обсяг нефтенасищенной грунту обчислюється за формулою:

гр = F гр · V гр = F гр · ср , (2.9) h ср, (2.9)

гр - площадь нефтенасыщенного грунта, равная площади пролива нефти, т.е 5024 м 2 ; де F гр - площа нефтенасищенной грунту, рівна площі протоки нафти, тобто 5024 м 2;

ср - средняя глубина пропитки грунта по всей площади, принимается равной 0,15 м. h сер - середня глибина просочення грунту по всій площі, приймається рівної 0,15 м.

гр нефтенасыщенного грунта составляет: Обсяг V гр нефтенасищенной грунту становить:

гр =5024 × 0,15=754 м 3 . V гр = 5024 × 0,15 = 754 м 3.

Маса нафти, що вбралася в грунт, становить:

М вп = 0,16 × 754 × 0,86 = 104 т.

Обсяг нафти, що вбралася в грунт, становить:

вп =0,16· 754 = 121 V вп = 0,16 · 754 = 121 м 3.

Таким чином, обсяг нефтенасищенной грунту становить 754 м 3, об'єм нафти, що вбралася в грунт дорівнює 121 м 3, кількість нафти, що вбралася в грунт, так само 104 т.

2.4.6 Визначення зони освіти вибухонебезпечних концентрацій парів нафти в приземному шарі атмосфери

Зони вибухонебезпечних концентрацій при випаровуванні нафти з поверхні розливу визначають для найбільш несприятливого варіанта - при рухливості повітря, що дорівнює нулю (штиль), і температурі нафти, що дорівнює середньомісячній температурі самого жаркого місяця.

Середньомісячна температура липня для нафтопроводу, що проходить по території Республіки Башкортостан, прийнята за нормативними даними рівною 19 ° С.

Час випаровування нафти прийнято рівним одній годині, тобто кількості часу до моменту появи джерела запалювання. Глибина вибухонебезпечної зони визначається за формулою:

, (2.10)

де Х ЗВК - відстань від джерела випаровування, м;

А-константа, рівна 0,17 [62];

– интенсивность испарения, кг/с; i - інтенсивність випаровування, кг / с;

τ - тривалість випаровування, с, τ = 3600 с;

φ нп - нижня концентраційна межа поширення полум'я для нафти, кг / м 3.

Інтенсивність випаровування нафти визначається за формулою:

, (2.11)

де М п - молярна маса нафти (тому що при розлиття нафти випаровуються легкі вуглеводні то, у розрахунках використовується молярна маса бензину, рівна 61,525 кг / кмоль);

Р S - Тиск насичених парів нафти, кПа;

зр – площадь зоны разлива нефти, м 2 ; F зр - площа зони розливу нафти, м 2;

Тиск насичених парів нафти визначається за формулою:

, (2.12)

н – температура нефти, ˚С; де t н - температура нафти, ˚ С;

всп – температура вспышки нефти в закрытом тигле, равная минус 31˚С. t доп - температура спалаху нафти в закритому тиглі, що дорівнює мінус 31 ˚ С.

Розрахункова температура при випаровуванні нафти прийнята рівною середньомісячній температурі ОПВ для 19 липня ˚ С.

Тоді тиск насичених парів нафти становить:

кПа.

Інтенсивність випаровування нафти, підставивши відомі дані в (2.11), становить:

= 0,42 кг / с

Глибина вибухонебезпечної зони за формулою (2.10) становить:

м.

Вибухонебезпечна зона відображена на карті розташування об'єкта на малюнку 1В в додатку В.

2.4.7 Визначення маси пари нафти, що надійшла в навколишній простір при НС

Маса пари нафти, що надійшла в навколишній простір при НС розраховано за формулами, наведеними в [62].

Маса пари нафти, що надійшли в навколишній простір:

, (2.13)

де w-інтенсивність випаровування, кг / (с · м 2);

F і - площа випаровування, приймається рівною площі розливу нафти 5024 м 2;

T - час випаровування нафти, прийнято рівним одній годині, тобто кількості часу до моменту появи джерела запалювання.

Інтенсивність випаровування розраховується за формулою:

, (2.14)

де - Безрозмірний коефіцієнт (приймається рівним 1),

М - молярна маса нафти (тому що при розлиття нафти випаровуються легкі вуглеводні то, у розрахунках використовується молярна маса бензину, рівна 61,525 кг / кмоль);

Р н - тиск насичених парів нафти, рівне 13,3 кПа.

Інтенсивність випаровування за формулою 2.14 становить:

кг / (с · м 2)

Маса пари нафти, що надійшли в навколишній простір, дорівнює:

кг.

2.4.8 Визначення зони небезпечних тисків ударної хвилі

Зони небезпечних тисків ударної хвилі вибуху визначені для надзвичайних ситуацій, пов'язаних з розливом нафти та її випаровуванням.

Для проведення розрахунків радіуса зон небезпечних значень ударної хвилі вибуху при згорянні пароповітряних хмар використовується наступний вираз:

П <5000 кг, (2.15) при m П <5000 кг, (2.15)

– радиус класса опасной зоны с заданным избыточным давлением на границе зоны, м; де R i - радіус класу небезпечної зони з заданим надлишковим тиском на кордоні зони, м;

– коэффициент взаимосвязи величины избыточного давления с радиусом опасной зоны; До i - коефіцієнт взаємозв'язку величини надлишкового тиску з радіусом небезпечної зони;

П – масса испарившихся паров с поверхности разлива нефти, кг. m П - маса випарувалися парів з поверхні розливу нафти, кг.

При цьому визначаємо радіуси зон надлишкового тиску всіх класів, в яких можливі малі, помірні, середні, сильні і повні руйнування будівель і споруд [72].

Класифікація і характеристика зон руйнувань в залежності від значень надлишкового тиску у фронті ударної хвилі вибуху визначалися за наведеною нижче таблиці 2.4.

Визначимо радіуси зон надлишкового тиску всіх класів. За формулою (2.15) розрахуємо радіус зони повних руйнувань будівель і споруд:

м.

Результати проведених розрахунків відображені в таблиці 2.5.

Таблиця 2.4 - Класифікація і характеристика зон руйнувань в залежності від значень надлишкового тиску у фронті ударної хвилі вибуху

Клас

зони

До i

Величина надлишкового тиску, кПа

Ступінь руйнування будівель і споруд

1

3,8

> 100

Повне обвалення будівлі, від якого можуть зберегтися лише пошкоджені (чи неушкоджені) підвали і незначна частина міцних елементів. При повному руйнуванні утворюється завал.

Будинки і споруди відновленню не підлягають.

2

5,6

53

Руйнування більшої частини несучих конструкцій. При цьому можуть зберігатися найбільш міцні елементи будівлі, каркаси, ядра жорсткості, частково стіни та перекриття нижніх поверхів. 72 ] . При сильному руйнуванні утворюється завал [72].

3

9,6

28

Середнє пошкодження - руйнування будівель без обвалення. Руйнуються резервуари нафтосховищ.

4

28

12

Помірні руйнування, пошкодження

внутрішніх перегородок, рам, дверей.

5

50

5

Нормативне значення.

Зони надлишкового тиску всіх класів відображені на карті району розташування об'єкта дослідження на малюнку 2В в додатку В.

Таблиця 2.5 - Результати розрахунків щодо визначення розмірів зон надлишкового тиску всіх класів

п / п

Зони надлишкового тиску всіх класів

Радіус, м

1

Зона повного руйнування (> 100 кПа), К = 3,8

23

2

Зона 50%-го руйнування споруд (53 кПа), К = 5,6

34

3

Зона руйнування без обвалень (28 кПа), К = 9,6

58

4

Зона помірного руйнування споруд (12 кПа), К = 28

169

5

Зона пошкодження близько 10% скління (5 кПа), К = 50

302

2.4.9 Визначення зони небезпечного теплового впливу для людей і будинків

В якості критеріїв небезпечного теплового впливу приймаються теплові навантаження для людей-≥ 1400 Вт / м 2, для будівель - ≥ 7500 Вт / м 2 [72].

Щільність теплового потоку при пожежі розливу нафти приймається рівною 80 кВт / м 2 [72].

Глибина зони небезпечного теплового випромінювання згідно з "Методикою оцінки наслідків аварій на пожежовибухонебезпечних об'єктах МНС Росії" визначається за формулою:

, (2.16)

де х-глибина зони небезпечного теплового випромінювання, м;

о – тепловой поток на поверхности факела пламени, кВт/м 2 ; Q о - тепловий потік на поверхні факела полум'я, кВт / м 2;

– тепловой поток, опасный для зданий, сооружений и людей, находящихся вне здании и укрытий, кВт/м 2 . q - тепловий потік, небезпечний для будівель, споруд і людей, що знаходяться поза будівлі і укриттів, кВт / м 2.

Глибина зони небезпечного теплового випромінювання для людей становить:

м.

Глибина зони небезпечного теплового випромінювання для будівель і споруд становить:

м.

При пожежі розливу нафти теплові зони будуть повторювати форму зон розливу нафти [72].

Зони небезпечного теплового випромінювання відображені на карті розташування об'єкта дослідження на малюнку 3В в додатку В.

Результати розрахунку параметрів НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі, наведені у таблиці 2.6.

Таблиця 2.6 - Результати розрахунку параметрів НС

Параметри НС

Значення

Обсяг витекла нафти, м 3

250

Маса витекла нафти, т

170

Діаметр розлиття нафти, м

80

Товщина шару нафти, що розлилася, м

0,05

Площа забруднення, м 2

5024

Обсяг нефтенасищенной грунту, м 3

754

Обсяг вбралася в грунт нафти, м 3

121

Кількість вбралася в грунт нафти, т

104

Наведена маса пари нафти, що надійшла в навколишній простір, кг

1881

Глибина вибухонебезпечної зони, м

75

Глибина зони небезпечного теплового випромінювання:

для людей, м

для будівель і споруд, м


141

85,5

Аналізуючи результати розрахунку параметрів НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі, які необхідні для обгрунтування пожежовибухонебезпеки магістрального нафтопроводу, а так само для визначення кількості сил і засобів для ліквідації можливої ​​НС, можна зробити висновок, що дана НС муніципального характеру [48].

Таким чином, визначивши ризик НС на МНП, можна зробити висновок, що ймовірність виникнення НС з утворенням небезпечної концентрації парів нафти або із загорянням парів нафти перевищує допустимі значення, тому обгрунтування пожежонебезпеки магістрального нафтопроводу і розробка заходів щодо забезпечення безаварійної роботи та протипожежного захисту на об'єкті проведемо на основі НС із загорянням парів нафти на магістральному нафтопроводі УБКУА, поблизу д. Мінзітарово.

3. Пожаровзривозащіта. Обгрунтування пожежо-вибухонебезпечності магістрального нафтопроводу

Виробнича діяльність МНП "Усть-Балик-Курган-Уфа-Алмет'евськ" полягає в перекачуванні західно-сибірської нафти, температура спалаху якої не перевищує 61 ° С, на нафтопереробні заводи Росії, в близьке і далеке зарубіжжя. Згідно з вимогами [42], МНП УБКУА відноситься до особливо небезпечних виробництв, так як кількість небезпечної речовини (нафта входить до групи ЛЗР) звертається (транспортується) за МНП перевищує граничну кількість - 200 тонн.

1984 по 2008 года произошло 480 пожаров (около 20 пожаров в год), причем из них 149 случаев приходится на технологические сооружения. За даними [76] на об'єктах транспорту та зберігання нафти в Російській Федерації c 1984 по 2008 року сталося 480 пожеж (близько 20 пожеж на рік), причому з них 149 випадків припадає на технологічні споруди. Характерними причинами виникнення пожеж є утворення небезпечних концентрацій парів нафти і поява в цій зоні джерела запалювання.

Виходячи з цього необхідно обгрунтування пожежовибухонебезпеки магістрального нафтопроводу, розробка заходів щодо попередження пожеж та вибухів. Рішення даних завдань грунтується на теоретичному обгрунтуванні роботи, виконаному в розділі 1, а так на результати прогнозування, отриманих у розділі 2.

3.1 Характеристика небезпечної речовини, що обертається на нафтопроводі УБКУА

Нафта - масляниста, зазвичай темна, рідше жовта або світла рідина, легше води. Щільність більшості нафт коливається від 770 до 960 кг / м 3. Лише дуже небагато нафти мають щільність, рівну 1000 кг / м 3 або навіть трохи більше. Чим менше густина нафти, тим краще її якість, тобто тим більше міститься в ній бензинових і гасових фракцій. За хімічним складом нафта являє собою суміш різних органічних сполук, головним чином вуглеводнів [26].

За вимогами ГОСТ 12.1.005-88, ГОСТ 12.1.007 -76 пари нафти належать до шкідливих речовин 4 класу небезпеки [13, 14]. Характеристика небезпечної речовини за пожежовибухонебезпеки наведена в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Характеристика небезпечної речовини за пожежовибухонебезпеки

Найменування параметра

Параметр

Назва речовини

Нафта

Хімічне

Суміш органічних сполук

Температура спалаху, ° С

Від мінус 31 до мінус 36

Температура самозаймання, о С

Вище 250

Межі вибуховості

1,1 - 6,5%

3.2 Заходи щодо попередження пожеж та вибухів

Заходи щодо попередження пожеж і вибухів спрямовані на недопущення виходу назовні (розлив) нафти, її випари, освіти вибухопожежонебезпечних концентрацій парів, а також освіти (внесення) в небезпечне паровоздушное хмара джерел запалювання [67].

Вихід назовні нафти можливий при:

- Порушення герметичності трубопроводу, запірної арматури;

- Виході з нормального режиму експлуатації технічних засобів забезпечення і засобів автоматики;

- Помилки виробничого персоналу;

- Навмисні дії (диверсіях) і ін

3.2.1 Заходи щодо попередження розгерметизації

Для запобігання вказаних вище причин розливу нафти на МНП, передбачені наступні технічні рішення з установкою відповідного устаткування, приладів контролю і автоматизації управління технологічними процесами і сигналізації його походження обслуговуючому персоналу [75]:

- Антикорозійне покриття зовнішніх поверхонь трубопроводів, що дозволяє знизити ймовірність його розгерметизації за рахунок корозійного руйнування;

- Технічне обстеження, діагностика та випробування у відповідності до вимог "Правил технічної експлуатації МНП та інструкції з їх ремонту";

- Технічне обслуговування, ремонт та відновлення МНП;

- З'єднання трубопроводу та запірно-регулюючої арматури виконується зварюванням або фланцями. Прокладки фланцевих з'єднань виготовляються з негорючих матеріалів, не руйнується при зборці (монтажі) і забезпечують герметичність з'єднань.

Головним чинником підтримання працездатного стану нафтопроводу і надійної її роботи є система планово-попереджувальних ремонтів магістральних нафтопроводів та їх об'єктів [24].

З метою забезпечення надійності роботи магістрального нафтопроводу на ньому передбачена система катодного захисту. Так само необхідно проводити технічну діагностику трубопроводів.

Діагностика технічного стану нафтопроводів здійснюється шляхом пропуску внутрітрубних діагностичних снарядів [8]. На основі патентної опрацювання, виробленої в літературному огляді в розділі 1.8, був зроблений висновок, що для діагностики стану магістрального трубопроводу на предмет дефектів геометрії, які виникають внаслідок механічного впливу, яке і стало причиною виходу нафти у розглянутої нижче НС, найбільш слушним є внутрішньотрубної профілемер ПРН. Довідка про аналіз патентної літератури з теми випускної кваліфікаційної роботи наведена в додатку Г.

Одним з головних вимог, виконання якого необхідно для надійного діагностування лінійної частини, є вимога до підготовки лінійної частини МНП.

Кожна ділянка МНП, представлений до діагностування, повинен бути обладнаний камерами пуску і прийому засобів очищення і діагностування (СОД). Технологічна схема вузла прийому-пуску СОД наведена в додатку Г.

Камера пуску і прийому призначена для запасовки СОД в трубопровід і початку його руху, а також для зупинки СОД в кінці обстежуваного ділянки та її виїмки. Камера пуску і приймання складається з корпусу, затвора для відкриття або закриття камери, арматури та трубопроводів технологічної обв'язки та інших комплектуючих вузлів, манометрів, вантузів, сигналізаторів проходження СОД. Корпус камери складається з розширеної частини із затвором і труби номінального діаметра, з'єднаних конічним перехідником, і підключених через вихідну засувку до магістрального нафтопроводу. Операції з запасовке і виїмку СОД виконуються без зупинки перекачування нафти [8, 82].

Так само в місцях установки камер пуску і прийому СОД на лінійних ділянках МНП повинен бути обладнаний майданчик з обов'язковим обвалуванням. Схема майданчики вузла запуску і прийому СОД наведена в додатку Г на малюнку 1Г.

Внутрішньотрубної профілемер ПРН, зовнішній вигляд якого наведено на малюнку 3.1, є засобом діагностики, складається з двох секцій - сталевих герметичних корпусів, пов'язаних між собою карданним з'єднанням. У передній і задній частинах першій секції встановлені манжети, призначені для центрування і приведення в рух приладу в трубопроводі. Конічна манжета, встановлена ​​на передній секції, запобігає застрявання приладу в трубах, що мають потрійне розгалуження - "трійниках", не обладнаних запобіжними гратами. У носовій частині першій секції встановлений бампер, під яким знаходиться антена прийомопередавача в захисному кожусі, а на задній частині, на пружних важелях, розміщені одометріческіе колеса, призначені для вимірювання пройденого відстані. Креслення одометра наведено на сторінці 68.

На другій секції встановлені манжети та вимірювальна система, що складається з безлічі важелів з ​​колесами (так званий "спайдер") для вимірювання прохідного перерізу та інших геометричних особливостей труби. Колеса спайдера притискаються до внутрішньої поверхні труби і при русі профілемера перекочуються через перешкоди, що зустрічаються на їхньому шляху, переміщаючи кінець важеля, на якому вони встановлені. Це рух через тяги передається на хитний диск, до центру якого через шарніри і тягу приєднаний движок потенціометра. Переміщення движка потенціометра викликає зміна сигналу, який потім перетворюється в цифрову форму і записується в пам'ять профілемера [8, 82]. Креслення спайдера наведено на сторінці 70.

1, 5 - передній і задній бампери, 2 - конічна манжета, 3 - одометри; 4 - блок потенціометрів; 6 - спайдер; 7 - карданний вузол з вимірником повороту; 8 - манжети; 9 - маркерний приймач.

Малюнок 3.1 - внутрішньотрубної профілемер ПРН 16

На карданном з'єднанні змонтована система вимірювання кута повороту, що складається з нерухомого "грибка" на передній секції і який перебуває з ним у контакті рухомого підпружиненого щупа на другій секції, сполученого з потенціометром. При повороті секції відносно один одного "грибок", завдяки своїм профілем, зрушує щуп пропорційно куті повороту, а потенціометр перетворює це переміщення в електричний сигнал [8, 82].

Таким чином, у запам'ятовуючому пристрої відбувається одночасна реєстрація та зберігання даних спайдера, кута повороту, сигналів одометра, сигналів маркерних передавачів.

Наявність дефектів і особливостей на трубопроводі, їх геометричні параметри та місця розташування визначаються по роздруківці даних профілеметріі після пропуску профілемера по трубопроводу.

Мінімальна прохідний перетин трубопроводу, необхідне для пропуску профілемера, становить 70% внутрішнього діаметра трубопроводу.

Чутливість вимірювальної системи приладу складає 2 мм.

Точність вимірювання висоти вм'ятин на прямих ділянках трубопроводу становить 0,4-0,6% щодо зовнішнього діаметра труби [82].

Таким чином, при обладнанні лінійної частини магістрального нафтопроводу камерами пуску і прийому засобів очищення і діагностування і використання для виявлення дефектів геометрії трубопроводу внутрітрубної профілемера, можна завчасно виявити дефектні ділянки і усунути їх, тим самим попередити можливі надзвичайні ситуації, а значить і підвищити промислову та екологічну безпеку [82].

3.2.2 Заходи, спрямовані на попередження розвитку НС і локалізацію викидів нафти

З метою підвищення надійності МНП УБКУА здійснені наступні технічні рішення:

- Внутрішньотрубна діагностика шляхом прогону внутрітрубних діагностичних снарядів ПРН для визначення дефектних місць нафтопроводів, заміна дефектних місць нафтопроводів, заміна дефектних місць МНП за результатами діагностики [8, 82];

- Впровадження лінійних контролерів ЛКА-2 для лінійної частини по системі телемеханіки;

- Збільшення товщини стінки трубопроводів і будівництво захисних споруд, що дозволяють локалізувати аварійні розливи нафти на ділянках МНП, прокладених поблизу населених пунктів і переходах через водні перешкоди;

- Водні переходи МНП при ширині водних перешкод з меженному горизонті 75 м і більше, виконані з резервної ниткою. Заглиблення трубопроводу, в дно водойми, виконуються на глибину виключає пошкодження труб [8];

При отриманні повідомлення про аварії:

- Негайно визначається місце аварії;

- Зупинка перекачування нафти по пошкодженій ділянці нафтопроводу;

- Закриття лінійних засувок на пошкодженій ділянці нафтопроводу.

По прибуттю бригади на місце аварії керівник аварійно-відновлювальних робіт приймає рішення щодо забезпечення безпеки та локалізації аварії. З цією метою:

- Зупиняється рух транспорту на ділянках автошляхів, залізниць, що знаходяться в небезпечній близькості до нафти, що розлилася;

- Оповіщається населення прилеглих населених пунктів про небезпеку і запобіжні заходи (аж до евакуації); відповідні служби відповідно до схеми оповіщення інформують органи місцевого самоврядування, КЧС і ПБ та інші органи.

У місцях, де відсутні споруди для затримання нафти, встановлюються тимчасові загати. Якщо на шляху руху нафти завчасно створено загати або комори нафти, керівник робіт організовує чергування з метою своєчасного вжиття заходів щодо запобігання переливу нафти.

У разі потрапляння нафти в річку вживаються заходи щодо її уловлювання й утилізації. Уловлювання проводиться за допомогою матів з соломи або інших підручних засобів. Уловлюваних нафту направляють до одного з берегів, де збирають спеціальними нефтесборщики і відкачують у спеціальні ємності. Місця пристрої загороджень визначаються з урахуванням того, щоб до підходу головної частини нафтового потоку роботи зі спорудження загороджень були закінчені [82].

Для підтримки в МНП певного тиску, передбаченого технологічним режимом, застосовуються системи автоматичного регулювання тиску на виході насосної, автоматичні регулятори (гідравлічні заслінки) і виконавчі механізми, встановлені на майданчиках регуляторів тиску. Виконавчим механізмом є електропривод, який від отримання команди з операторної приводить у рух заслінку в трубопроводі; датчики також встановлені в камері регуляторів до заслінки і після заслінки, сигнали від датчиків тиску підсумовуються в процесі, де виробляється команда на необхідний тиск в магістралі в залежності від необхідності величини тиску заслінки відкривають або прикривають трубопровід [82].

При недостатності превентивним заходів можливе виникнення техногенної аварії, що призводить до ЧС. Тому розглянемо надзвичайну ситуацію, що виникла на МНП УБКУА.

3.3 Опис надзвичайної ситуації

При проведенні дорожньо-ремонтних робіт на перетині автодороги Ігліно-Павлівка та магістрального нафтопроводу сталося пошкодження нафтопроводу дорожньої технікою. Це призвело до розгерметизації нафтопроводу по зварному шву. Як наслідок, в результаті аварійного закінчення з МНП "Усть-Балик-Курган-Уфа-Алмет'евськ" (Ду 500мм) на 1512 км обсяг вийшла нафти склав 250 м 3, при цьому забрудненої виявилася площа, що дорівнює 5024 м 2 (див. розділ 2 , пункти 2.4.2 - 2.4.6). НС сталася 15 квітня о 10:30 місцевого часу. У цей час проводився упав сухої трави, що і стало джерелом запалювання. Почалася пожежа.

Метеообстановка: температура повітря 10 ° С, вологість повітря 65%, вітер північний, зі швидкістю 3 м / с.

Карта району, де сталася НС, представлена ​​в розділі 2, пункті 2.1 на малюнку 2.2.

3.4 Обгрунтування пожежовибухонебезпеки об'єкта

Для обгрунтування пожежовибухонебезпеки об'єкта дослідження, тобто для визначення категорії зовнішньої установки, чим і є магістральний нафтопровід, з пожежної небезпеки необхідно провести розрахунки за визначенням:

- Горизонтальних розмірів зон, обмежених газопаровоздушних сумішшю з концентрацією горючої вище НКПР, при аварії з розливом нафти;

- Надлишкового тиску та імпульсу хвилі тиску при згорянні сумішей газів і парів з повітрям у відкритому просторі;

- Інтенсивність теплового випромінювання при пожежі протоки нафти;

- Індивідуального та соціального ризиків.

3.4.1 Визначення горизонтальних розмірів зон, що обмежують газопаровоздушних суміші з концентрацією горючої вище нижньої концентраційної межі поширення полум'я, при аварії з розливом нафти

Нижній концентраційний межа поширення полум'я (НКПР) - мінімальний вміст горючої речовини в однорідній суміші з окислювальним середовищем, за якого можливе поширення полум'я по суміші на будь-яку відстань від джерела запалювання. Неможливість займання горючої суміші при концентрації нижче НКПР пояснюється малою кількістю пального речовини і надлишком повітря.

Відповідно до [17] визначаються розміри зон, обмежених НКПР газів і парів:

, (3.1)

, (3.2)

- масса паров ЛВЖ, поступивших в открытое пространство за время полного испарения, 1881 кг (см. раздел 2 пункт 2.4.7); де m - маса парів ЛЗР, що надійшли у відкритий простір за час повного випаровування, 1881 кг (див. розділ 2 пункт 2.4.7);

r п - густина пари нафти при розрахунковій температурі і атмосферному тиску, кг / м 3;

р н - тиск насичених парів нафти при розрахунковій температурі, кПа;

К - коефіцієнт (К = для ЛЗР);

Т - тривалість надходження парів нафти у відкритий простір, 3600 c;

З НКПР - нижня концентраційна межа поширення полум'я пари нафти, 1,1% (об.).

Щільність пари нафти при розрахунковій температурі [17]:

(3.3)

де М - молярна маса, кг / кмоль;

V 0 - молярний об'єм (рівний 22,4 м 3 / кмоль);

t 1 - розрахункова температура, º С (розрахункова температура приймається рівною 19 ˚ С).

= 2, 57 кг / м 3.

Щільність пари нафти при розрахунковій температурі за формулою (3.3) становить 2,57 кг / м 3.

Розміри зон, обмежених НКПР газів і парів по (3.1) і (3.2):

= 88 м;

= 3,5 м.

Кордон зони, обмеженої НКПР по горизонталі буде проходити на відстані 88 м від місця руйнування трубопроводу, а по вертикалі на висоті 3,5 м від поверхні землі.

3.4.2 Визначення надлишкового тиску та імпульсу хвилі тиску при згорянні сумішей газів і парів з повітрям у відкритому просторі

При реалізації сценарію аварії з розливом нафти і горінням газопаровоздушних суміші розвивається надлишковий тиск, що впливає на людей, будівлі, споруди і що викликає пошкодження і руйнування різного ступеня.

Величина надлишкового тиску, що розвивається при згорянні газопаровоздушних сумішей [43]:

, (3.4)

де p 0 - атмосферний тиск, p 0 = 101 кПа;

r-відстань від геометричного центру газопаровоздушних хмари до д. Мінзітарово, r = 600 м;

m пр - приведена маса парів, кг;

Наведена маса парів нафти визначається за формулою:

, (3.5)

де - Питома теплота згоряння пара, = 4,3 ∙ 7 жовтня кДж / кг;

- Константа, рівна 4,52 ∙ 10 6 Дж / ​​кг;

m п - маса пари нафти, що надійшли в результаті аварії в навколишній простір, кг;

Z - коефіцієнт участі парів у горінні, Z = 0,1,

= 1790 кг

Надмірний тиск за формулою (3.4):

= 2 кПа

Величина імпульсу хвилі тиску:

, (3.6)

= 30 Па ∙ с.

Таким чином, д. Мінзітарово, розташована на відстані 600 метрів від нафтопроводу, не потрапляє в зону руйнувань.

3.4.3 Визначення інтенсивності теплового випромінювання при пожежі протоки нафти

При реалізації сценарію аварії з розливом нафти, що супроводжується пожежею протоки, виникає небезпека впливу теплового випромінювання на сусідні об'єкти та персонал.

Інтенсивність теплового випромінювання пожежі [17]:

, (3.7)

де Е f - середньоповерхнева щільність теплового випромінювання полум'я, кВт / м 2;

F q - кутовий коефіцієнт опромінення;

τ - коефіцієнт пропускання атмосфери.

Висота полум'я розраховується за формулою [17]:

, (3.8)

– эффективный диаметр пролива, равный 80 м (см. раздел 2 пункт 2.4.4); де d - ефективний діаметр протоки, рівний 80 м (див. розділ 2 пункт 2.4.4);

m - питома масова швидкість вигоряння палива, кг / (м 2 ∙ с). Для нафти m = 0,04 кг / (м 2 ∙ с);

ρ в - щільність навколишнього повітря, що дорівнює 1,29 кг / м 3;

g - прискорення вільного падіння, рівне 9,81 м / с;

Значення висоти полум'я згідно (3.8):

= 15 м.

Кутовий коефіцієнт опромінення визначається за формулою:

, (3.9)

де

, (3.10)

де h = 2 ∙ H / d = 2 ∙ 15/80 = 0,375,

S 1 = 2 ∙ r / d, (r - відстань від геометричного центру протоки до об'єкта, що опромінюється).

S 1 = 2 ∙ 600/80 = 15;

А = (h 2 + S 1 2 + 1) / (2 ∙ S 1) = (0,375 2 +15 2 +1) / (2 ∙ 15) = 7,5.

Відповідно до формули 3.10:

0,0046 , (3.11)

де B = (1 + S 1 2) / (2 ∙ S 1) = (1 +15 2) / (2 ∙ 15) = 7,5

Відповідно до формули 3.11:

0,01

Відповідно до формули (3.9) кутовий коефіцієнт опромінення F q дорівнює:

0,011

Коефіцієнт пропускання атмосфери визначають за формулою [17]:

τ = exp [-0,7 ∙ 10 -4 ∙ (r-0, 5 ∙ d)] (3.12)

τ = exp [-0,7 ∙ 10 -4 ∙ (600-0,5 ∙ 80)] = 0,9616

Середньоповерхнева щільність теплового випромінювання полум'я Е f для нафти дорівнює 10 кВт / м 2.

Враховуючи дані розрахункової ситуації, інтенсивність теплового випромінювання q за формулою (3.7) дорівнює:

= Е f q = Е f ∙ F q ∙ τ = 10 ∙ 0,011 ∙ 0,9616 = 0,11 кВт / м 2.

Таблиця 3.2 - Гранично допустима інтенсивність теплового випромінювання пожеж проток ЛЗР і ГР

Ступінь поразки

Інтенсивність теплового випромінювання, кВт / м 2

Без негативних наслідків протягом тривалого часу

1,4

Непереносна біль через 20-30 с

Опік 1-го ступеня через 15-20 с

Опік 2-го ступеня через 30-40 с

Займання бавовни-волокна через 15 хв


7,0

Займання деревини з шорсткою поверхнею (вологість 12%) при тривалості опромінення 15 хв

12,9

Займання деревини, пофарбованої олійною фарбою по струганої поверхні; займання фанери

17,0

Час вигоряння [17]:

, (3.13)

де m - маса нафти, що розлилася в результаті аварії, кг;

F - площа протоки, м 2;

- Питома масова швидкість вигоряння, = 0,04 кг / (м 2 ∙ с),

.

Таким чином, час вигоряння нафти складе 848 с, що приблизно складає 14 хвилин. Інтенсивність теплового випромінювання на відстані 600 м, де знаходиться д. Мінзітарово, не представляє небезпеки, так само село не потрапляє і в зону руйнувань.

Визначимо індивідуальний та соціальний ризики.

3.5 Оцінка ризику

Під ризиком розуміють відносну частоту виникнення небажаної події [17]. У даному випадку під оцінкою ризику розуміється процедура знаходження індивідуального і соціального ризику для ділянки МНП УБКУА, в захисній зоні якого проживає населення села Мінзітарово Иглинского району.

3.5.1 Оцінка індивідуального ризику

Цей метод можна застосовувати для розрахунку індивідуального ризику (далі - ризику) на зовнішніх технологічних установках при виникненні таких вражаючих факторів, як надлишковий тиск, що розвивається при згорянні газопаровоздушних сумішей і теплове випромінювання.

Імовірність реалізації різних сценаріїв аварії розраховується за формулою [17]:

( A ) = Q ав · Q ( A ) ст , (3.14) Q (A) = Q ав · Q (A) ст, (3.14)

( A ) ст – статистическая вероятность развития аварии определяемая по таблице 3.3; де Q (A) ст - статистична вірогідність розвитку аварії визначають за таблицею 3.3;

ав – вероятность разгерметизации нефтепровода и выброса горючего вещества в течении года. Q ав - ймовірність розгерметизації нафтопроводу і викиду горючої речовини на протязі року.

Імовірність згоряння пароповітряної суміші у відкритому просторі з утворенням хвилі надлишкового тиску:

с.д = 1,35 · 10 -2 · 0,0119 = 1,6 · 10 -4 год -1 . Q С.Д = 1,35 · 10 -2 · 0,0119 = 1,6 · 10 -4 рік -1.

Імовірність спалахування протоки:

в.п = 1,35 · 10 -2 · 0,0287 = 3,8 · 10 -4 год -1 . Q в.п = 1,35 · 10 -2 · 0,0287 = 3,8 · 10 -4 рік -1.

Вірогідність розвитку аварії в інших випадках приймають рівними 0.

Таблиця 3.3 - Статистичні ймовірності різних сценаріїв розвитку аварії

Сценарій аварії

Імовірність

Сценарій аварії

Імовірність

Факел

Вогненна куля

Горіння протоки

Згоряння хмари

0,0574

0,7039

0,0287

0,1689

Згоряння з розвитком надлишкового тиску


Без горіння

Разом


0,0119


0,0292

1

волны давления, на расстоянии 600 м составляют: Згідно з розрахунками, надлишковий тиск D р і імпульс i хвилі тиску, на відстані 600 м складають:

Δ р = 2 кПа,

= 30 Па · с. i = 30 Па · с.

п = 0,11 кВт/м 2 . Значення інтенсивності теплового випромінювання від пожежі протоки нафти на відстані 600 м складає: q п = 0,11 кВт / м 2.

,: Для наведених значень вражаючих факторів визначаються значення "пробитий"-функції Р r,:

= 5 – 0,26 ln ( V ), (3.15) , где Р r = 5 - 0,26 ln (V), (3.15), де

(3.16)

– избыточное давление, Па, Δp - надлишковий тиск, Па,

– импульс волны давления, Па · с. i - імпульс хвилі тиску, Па · с.

= = 153 ∙ 10 7.

= 5 – 0,26 ln 153∙10 7 = 0,2. Р r = 5 - 0,26 ln 153 ∙ 10 7 = 0,2.

Умовна ймовірність ураження людини тепловим випромінюванням визначається за формулою [17]:

Р r ( t · q 1,33 ) = -14,9 + 2,56 ln (t · q 1,33) , (3.17)

– интенсивность теплового излучения, кВт/м 2 , де q - інтенсивність теплового випромінювання, кВт / м 2,

– эффективное время экспозиции, с. t - ефективний час експозиції, с.

определяется: t визначається:

о + x / v , (3.18) t = t о + x / v, (3.18)

де tо - характерний час виявлення пожежі, з (допускається приймати t = 5 с);

х - відстань від місця розташування людини до зони (інтенсивність теплового випромінювання не перевищує 4 кВт / м 2), м;

— скорость движения человека, м/с (допускается принимать v = 1 м/с); v - швидкість руху людини, м / с (допускається приймати v = 1 м / с);

t = 5 +600 / 1 = 605 с,

"Пробитий"-функції Р r для пожежі проток ЛЗР і ГР:

Р r ( t · q 1,33 ) = -14,9 + 2,56 ln (t · q 1,33) (605 · 0,11 1,33 ) = -14,9 + 2,56 ln (605 · 0,11 1,33) = -6,02.

Для зазначених значень "пробитий"-функції з таблиці 3.4 умовна ймовірність ураження людини вражаючими чинниками дорівнює:

СД = 0; Q П = 0. Q СД = 0; Q П = 0.

, год -1 , определяется по формуле [17]: Індивідуальний ризик R, рік -1, визначається за формулою [17]:

, (3.19)

де - Умовна ймовірність ураження людини,

– вероятность реализации , год -1 ; Q - ймовірність реалізації, рік -1;

R = 1,6 · 10 -4 · 0 + 3,8 · 10 -4 · 0 = 0 рік -1.

Індивідуального ризику при даній НС немає .

Таблиця 3.4 - Значення умовної ймовірності ураження людини в залежності від Р r

Умовна ймовірність ураження,%

Р r


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

-

2,67

2,95

3,12

3,25

3,36

3,45

3,52

3,59

3,66

10

3,72

3,77

3,82

3,90

3,92

3,96

4,01

4,05

4,08

4,12

20

4,16

4,19

4,23

4,26

4,29

4,33

4,36

4,39

4,42

4,45

30

4,48

4,50

4,53

4,56

4,59

4,61

4,64

4,67

4,69

4,72

40

4,75

4,77

4,80

4,82

4,85

4,87

4,90

4,92

4,95

4,97

50

5,00

5,03

5,05

5,08

5,10

5,13

5,15

5,18

5,20

5,23

60

5,25

5,28

5,31

5,33

5,36

5,39

5,41

5,44

5,47

5,50

70

5,52

5,55

5,58

5,61

5,64

5,67

5,71

5,74

5,77

5,81

80

5,84

5,88

5,92

5,95

5,99

6,04

6,08

6,13

6,18

6,23

90

6,28

6,34

6,41

6,48

6,55

6,64

6,75

6,88

7,05

7,33

-

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

99

7,33

7,37

7,41

7,46

7,51

7,58

7,65

7,75

7,88

8,09

Аналізуючи результати можна зробити висновок, що, індивідуального ризику немає, що відповідає вимогам ГОСТ 12.1.010-76 щодо забезпечення рівня безпеки 10 -6.

3.5.2 Оцінка соціального ризику

Так як в д.Мінзітарово, розташованої на відстані 600 метрів від магістрального нафтопроводу УБКУА, де сталася НС з виходом нафти і спалахом пари нафти, проживає 1000 чоловік, то необхідно визначити і соціальний ризик.

Очікуване число загиблих осіб визначається за формулою [17]:

, (3.20)

де - Умовна ймовірність ураження людини (див. розділ 3 пункт 3.4.1),

- Кількість людей у зоні впливу вражаючих факторів.

Результати обчислення наведені в таблиці 3.5.

Таблиця 3.5 - Результати обчислень, необхідні для визначення соціального ризику

Відстань від трубопроводу, м

Кількість людей у зоні

Умовні ймовірності ураження людини (середні по зонах)

Очікуване число загиблих осіб



· 2 жовтня

· 2 жовтня

с.д N С.Д

п N п

600

1000

0

0

0

0

Соціальний ризик S розраховується за формулою:

(3.21)

— число ветвей логической схемы. де l - число гілок логічної схеми.

Таким чином: рік -1.

Соціального ризику так само немає, що пов'язано з видаленням села від трубопроводу.

Таким чином, зовнішній установці МНП УБКУА присвоюється категорія Ан за пожежовибухонебезпеки, так як розміри зон, обмежені нижньою концентраційною межею поширення полум'я, перевищують рамки 30 м (див. пункт 3.3.1) [36].

4. Планування аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при надзвичайній сітауціі, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі

Планування заходів по локалізації та ліквідації розливу нафти на території РБ здійснюється відповідно до наказу МНС України № 242 "Про подальше вдосконалення роботи у сфері попередження і ліквідації аварійних розливів нафти і нафтопродуктів", постановами Уряду РФ № 613 і № 240 "Про порядок організації заходів щодо попередження та ліквідації розливів нафти і нафтопродуктів на території Російської Федерації ".

Планування АСДНР при ліквідації НС необхідно для встановлення послідовності та порядку проведення заходів у найкоротші терміни, з використанням мінімально достатнього числа сил і засобів. Завданнями планування робіт з ліквідації розливу нафти є визначення:

- Порядку та особливостей проведення АСДНР;

- Видів технічних засобів, які необхідно задіяти для успішної ліквідації НС;

- Кількості технічних засобів;

- Числа сил (особового складу формувань РСЧС), що залучаються до ліквідації НС;

- Підрозділів, які необхідно залучити для проведення робіт, районів їх розташування [64].

У розділі використовуються дані теоретичного обгрунтування роботи, а так само результати розрахунків, виконані в розділі "Аналіз можливих надзвичайних ситуацій на магістральному нафтопроводі" (обсяг розливу нафти, площа забруднення, кількість нафти, що вбралася в грунт та ін).

4.1 Прогноз обстановки, яка може скластися в результаті надзвичайної ситуації

У результаті сформованої НС з розливом нафти в приземному шарі повітря утворилася концентрація парів нафти, яка почала горіти, джерелом запалювання з'явився упав сухої трави. У 600 метрах від місця прориву нафтопроводу розташовується село Мінзітарово, населення якої становить 1000 чоловік, з яких ніхто не постраждає.

4.2 Розвиток і стан дорожньої мережі в зоні НС

категории. Оскільки НС сталася на перетині МНП з автодорогою, аварійно-відновлювальна бригада (АВБ) і пожежні підрозділи прибувають до місця НС по автодорозі з асфальтовим покриттям IV категорії.

Розвиток і стан дорожньої мережі в зоні НС оцінюється як хороший.

4.3 Наявність вододжерел в зоні надзвичайної ситуації

У селі Мінзітарово функціонує центральне водопостачання, вода в якому відповідає вимогам до якості води на різні потреби для подачі споживачам, тобто повністю підходить як для питних, так і для технічних потреб [11, 12, 70]. Для гасіння пожежі використовується вода з річки Лобовка, що протікає в 350 метрах від місця НС. В умовах даної НС вода потрібно для гасіння пожежі, а так само для пиття і задоволення особистих потреб особового складу формувань РСЧС, які ліквідують НС.

4.4 Райони розташування формувань, висунутих в район надзвичайної ситуації

До місця НС прибувають необхідні технічні кошти з ЛВДС "Черкаси".

Для регулювання дорожнього руху залучається патрульна рота (ГИБДД), розташована в с. Ігліно.

Для гасіння пожежі залучаються пожежні підрозділи Иглинского району РБ і Калінінського району м. Уфи.

Для надання при необхідності першої медичної допомоги залучається швидка допомога Иглинского району.

Карта місцевості, з позначеними на ній маршрутами прибуття сил та засобів, представлена ​​в додатку Д.

4.5 Опис наявних сил і засобів для ліквідації наслідків надзвичайної ситуації

МНП УБКУА на ділянці Улу-Теляк-Черкаси обслуговується аварійними бригадами ЛВДС "Черкаси".

Станом на 01.01.08 р. чисельність аварійної бригади становила:

ЛВДС "Черкаси" -25 осіб, місце аварійно-відновлювального пункту - ЛВДС "Черкаси" [20].

Відповідальним за інформування та взаємодію з громадськістю є начальник ЛВДС "Черкаси".

На ЛВДС "Черкаси" є аварійний запас труб діаметром 219х8 мм, загальною довжиною 66 метрів, марка стали 20 ГОСТ 8732 - 78.

У бригаду ЛВДС "Черкаси" входить один санітарний пост складом з 4 чоловік. Оснащення поста: носилки санітарні-1 шт., Санітарні сумки-4 шт.

У блоці підсобно-виробничого і обслуговуючого персоналу передбачається установка шафок для медичних аптечок з необхідним набором медикаментів і перев'язувальних матеріалів.

Забезпечення робітників і службовців, що знаходяться на ліквідації НС, медичними засобами індивідуального захисту організовуються за рахунок запасів об'єктів і найближчих лікувальних закладів, а також аптек [20].

У бойовому розрахунку пожежного депо на ЛВДС "Черкаси", є 2 пожежних автомобілі АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-131), в резерві-1 пожежний автомобіль АЦ-5-40 (шасі "Урал-375 Н").

Оперативна зв'язок з місцем аварії або пошкодження, які можуть виникнути на дільницях магістральних нафтопроводів обслуговуються ЛВДС''Черкаси "Уфімського ПО здійснюється за допомогою рацій встановлених на аварійних автомашинах:

ЗИЛ-131 гос. - ЗІЛ-131 держ. № В 014 ЕВ (позивний "МИС" -18)

- УАЗ-469 держ. № 2884 БАР (позивний "МИС" -46) [20].

Перелік захисних засобів на ЛВДС "Черкаси" і технічне оснащення аварійно-відновлювальної бригади (АВБ) ЛВДС "Черкаси" наведено у додатку Е.

4.6 Порядок проведення аварійно - рятувальних та інших невідкладних робіт у зоні надзвичайної ситуації

Після повідомлення черговому машиністу про НС до місця аварії висувається оперативна група. Прибувши до місця НС, для запобігання виходу нафти з трубопроводу закриває лінійні засувки, про характер НС повідомляється диспетчеру ЛВДС, начальнику ЛДПС. Так само одночасно до місця НС прибувають пожежні підрозділи для гасіння пожежі з с. Ігліно, м-ну Шакша і ЛВДС "Черкаси".

Диспетчер повідомляє про НС в усі структури, згідно зі схемою оповіщення наведеною в додатку Ж на малюнку Ж6.

На трейлерах доставляється необхідна техніка. Одночасно встановлюється надійний зв'язок з диспетчером.

Залежно від пошкодження бригада підготовляє котлован, розміри якого повинні забезпечити вільний доступ до трубопроводу для виконання зварювальних робіт. Котлован ретельно очищають від нафти .. Перш ніж починати зварювальні роботи, треба домогтися, щоб нафта не надходила з трубопроводу.

При ліквідації пошкодження основне - зупинити вихід нафти з труби. Після перекриття засувок необхідно приступити до локалізації і ліквідації горіння пари нафти, після чого приступають безпосередньо до ліквідації пошкодження. До початку вогневих (зварювальних) робіт беруть пробу повітря в котловані (надалі постійний контроль концентрації парів нафти в повітрі) для визначення вмісту в ньому пари нафти. Аналіз повітря проводиться переносним портативним газоаналізатором. Проводиться ремонт трубопроводу. Після оппрессовкі, трубопровід навантажують робочим тиском, закопують [39].

Забруднений шар грунту зрізається і вивозиться на шламонакопичувач, розташований в с.Ігліно в 10 км від місця НС. Чистий грунт або купується або завозиться з ділянок, відведених за домовленістю адміністрацією району. Майданчик розрівнюється.

Після завершення робіт формування відбувають на місце базування [69].

Схема розміщення технічних засобів при ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти і спалахом пари нафти наведена на малюнку 4.1.

1 - МНПП УБКУА; 2 - місце НС (1718 км МНП УБКУА), 3 - кордон розливу нафти; 4 - житлові забудови (д. Мінзітарово); 5 - аварійні машини; 6 - бульдозер; 7 - екскаватор; 8 - автосамосвал, 9 - бензовози; 10 - лінія оточення; 11 - пожежні автоцистерни; 12 - збірно-розбірні трубопроводи, 13 - пересувна автозаправна станція; 14 - автодорога "Ігліно-Павлівка"; 15 - гідранти, розташовані в с Мінзітарово.

Малюнок 4.1 - Схема розміщення технічних засобів при ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти і спалахом її парів

Всі аварійно-рятувальні та інші невідкладні роботи повинні виконуватися в строгій послідовності для забезпечення виконання робіт в максимальні строки та в повному обсязі [69]. Блок-схема послідовності виконання робіт з ліквідації НС наведена на малюнку 4.2.

Малюнок 4.2 - Блок-схема ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти і спалахом її парів

Лінійний графік виконання робіт з ліквідації НС наведено в таблиці 4.3 [69].

Таблиця 4.3 - Графік виконання робіт при ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти

Найменування

процесу

Кількість ЛЗ, чол.

Продовж. процесу, годину

Час початку заходу, годину

мероприятия, час Час заверш. Заходу, годину

Годинники






1

2

3

4

5

6

7

8






Хвилини






30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

Оповіщення оператора, керівництва ЛВДС, диспетчера УПО, виклик ПЧ

1

1

16ч 50м

17ч 50м

















Розвідка району аварії

3

7

17ч 50м

24г 50м

















Інформування населення, ПМП

9

2

17ч 50м

19ч 50м

















Організація МТО формувань

6

7

17ч 50м

24г 50м

















Локалізація і ліквідація пожежі

74

2

17ч 50м

19ч 50м

















Зрізання забрудненого грунту

4

5

19ч 50м

24г 50м

















Вивезення забрудненого грунту і ввезення чистого грунту

3

5

19ч 50м

24г 50м

















Вирівнювання грунту

2

40 хв

24г 10м

24г 50м

















Ремонт пошкодженого трубопроводу

4

3

20ч 20м

23ч 20м

















4.7 Визначення сил і засобів формувань РСЧС, необхідних для ліквідації надзвичайної ситуації

У даному розділі проводиться вибір техніки, необхідної для ліквідації аварії, визначається число сил і засобів, які необхідно залучити для успішної ліквідації даної НС.

Вибір виду технічного засобу проводиться виходячи зі змісту заходи АСДНР. Виходячи з цього, для всіх заходів, що проводяться з метою ліквідації НС, підібрана відповідна техніка (див. табл.4.2)

Таблиця 4.2 - Техніка, необхідна для проведення АСДНР

Найменування заходу

Техніка, необхідна для проведення заходу

Гасіння пожежі

Пожежні автомобілі

Надання медичної допомоги постраждалим

Автомобілі швидкої допомоги

Доставка необхідної техніки

Вантажні автомобілі, сідельні тягачі

Зрізання забрудненого нафтою шару грунту

Бульдозери

Навантаження забрудненого грунту

Екскаватори

Вивезення забрудненого грунту

Автосамоскиди

Ввезення чистого грунту

Автосамоскиди

Вирівнювання грунту

Бульдозери

Ремонт трубопроводу

Спеціальна техніка

Потрібне кількість різних видів техніки визначається виходячи з обсягу виконуваних робіт і продуктивності кожної одиниці техніки [21].

Число сил (особового складу формувань РСЧС) - виходячи з кількості техніки, часу, необхідного на провадження певного виду робіт і умов НС [77].

Так само необхідно визначити кількість часу, необхідного для прибуття підрозділів на місце НС.

4.7.1 Розрахунок часу висування формувань з місць дислокації до зони НС

Розрахуємо час висунення пожежних відділень, бригади ЛВДС "Черкаси" (карта місцевості з позначеними маршрутами руху підрозділів наведена в додатку Д).

Вихідні дані для розрахунку часу висунення пожежних відділень:

Місця знаходження пожежних частин, яким необхідно прибути на місце НС:

- Команда пожежогасіння с. Ігліно ПЧ-79, розташована в 10 км від місця надзвичайної ситуації, (виїзд на 4-х машинах).

- Команда пожежогасіння м-н Шакша ПЧ-35, розташована в 28 км від місця надзвичайної ситуації, (виїзд на 4-х машинах).

- Команда пожежогасіння ЛВДС "Черкаси" ПЧ-60, розташована в 35 км від місця надзвичайної ситуації, (виїзд на 2-х машинах).

Час вільного розвитку пожежі [22]:

τ св = τ д.с. + Τ сб + τ сл + τ Б.Р., (4.1)

де τ д.с. - Час до повідомлення про пожежу. Так само часу від початку виникнення пожежі до повідомлення про нього в пожежну частину. Це час коливається в межах 8-12 хв;

τ сб - час збору особового складу по тривозі. Цей час приймається за нормативними показниками для працівників протипожежної служби, але не більше однієї хвилини;

τ сл - час слідування на пожежу. Визначається практично при найбільшій інтенсивності руху транспорту або за формулою:

τ сл = L · ​​60 / Vсл (4.2)

де L - відстань від пожежної частини до об'єкта, км;

Vсл - середня швидкість руху пожежного автомобіля, км / год, для сільської місцевості приймається рівною 30 км / год;

τ б.р - час бойового розгортання, яке приймається від 6 до 8 хв.

Підставимо вихідні дані:

- Команда пожежогасіння с. Ігліно ПЧ-79, розташована в 10 км від місця надзвичайної ситуації.

·60 / V сл = 10·60/30 = 20 мин τ сл = L · ​​60 / V сл = 10.60 / 30 = 20 хв

τ св = τ д.с. + Τ сб + τ сл + τ Б.Р. = 12 + 1 + 20 + 8 = 41 хв.

- Команда пожежогасіння м-н Шакша ПЧ-35, розташована в 28 км від місця надзвичайної ситуації.

τ сл = L · ​​60 / Vсл = 28.60 / 30 = 56 хв

- Команда пожежогасіння ЛВДС "Черкаси" ПЧ-60, розташована в 35 км від місця надзвичайної ситуації.

τ сл = L · ​​60 / Vсл = 35.60 / 30 = 70 хв

Таким чином, протягом 70 хвилин після повідомлення про пожежу всі пожежні формування прибудуть до зони НС.

Враховуючи те, що аварійно-відновлювальна бригада ЛВДС "Черкаси" розташована в 35 км від місця НС, знайдемо час її висунення в зону НС (швидкість руху приймається 60 км / год):

τ сл = L · ​​60 / Vсл = 35.60 / 60 = 35 хв

Отже, через 50 хв після повідомлення про витік нафти і початку пожежі бригада ЛВДС "Черкаси" прибуде на місце НС.

Враховуючи те, що швидка допомога с.Ігліно розташована в 10 км від місця НС, знайдемо час її висунення в зону НС (швидкість руху приймається 60 км / год) [22]:

τ сл = L · ​​60 / Vсл = 10.60 / 60 = 10 хв

Через 10 хвилин, після виклику швидка допомога буде на місці НС.

Визначивши час прямування підрозділів на місце НС, визначимо необхідну кількість сил і засобів для ліквідації НС.

4.7.2 Розрахунок сил і засобів пожежогасіння

Існує чотири способи гасіння пожеж: охолодження, розведення, ізоляції та хімічного гальмування реакцій.

Для гасіння легко займистою рідини доцільно застосувати спосіб ізоляції шаром піни середньої кратності [22].

Для ліквідації пожежі залучаються відділення пожежних частин с. Ігліно, м-ну Шакша, а так само ЛВДС "Черкаси".

Пожежне водопостачання здійснюється з річки Лобовка, що протікає в 350 метрах від місця НС.

Визначимо кількість стовбурів і відділень для ліквідації горіння нафти.

Для розрахунку приймемо такі вихідні дані:

- Площа пожежі приймемо рівної площі протоки нафти, тобто 5024 м 2;

тр = 0,08л/(м 2 с). - Інтенсивність подачі розчину піноутворювача I тр = 0,08 л / (м 2 с).

Необхідну кількість генераторів піни середньої кратності типу ГПС розраховується за формулою:

, (4.3)

гпс – расход раствора пенообразователя для ГПС-600 принимается равным 6 л/с (технические характеристики ГПС-600 приведены в приложении И). де q гпс - витрата розчину піноутворювача для ГПС-600 приймається рівним 6 л / с (технічні характеристики ДПС-600 наведені в додатку І).

Необхідна витрата розчину піноутворювача розраховується за формулою:

тр = S п × I тр , , (4.4) Q тр = S п × I тр,, (4.4)

п – площадь пожара, м 2 ; де S п - площа пожежі, м 2;

тр – интенсивность подачи раствора пенообразователя, (для ЛВЖ с t всп £ 28 ° принимается 0,08 л/(м 2 с)); I тр - інтенсивність подачі розчину піноутворювача, (для ЛЗР з t доп £ 28 ° приймається 0,08 л / (м 2 с));

Необхідну кількість піноутворювача для гасіння пожежі визначають за формулою:

ПО = N ГПС × W ПО = N ДПС × ГПС × t н × 60 K , (4.5) q ДПС × t н × 60 K, (4.5)

ГПС – расход пенообразователя через генератор, 6 л/с; де q ДПС - витрата піноутворювача через генератор, 6 л / с;

ГПС – количество генераторов пены; N ДПС - кількість генераторів піни;

н – нормативное время тушения пожара, принимается равным 10 мин; t н - нормативний час гасіння пожежі, приймається рівним 10 хв;

К - коефіцієнт запасу, має дорівнювати 3.

Необхідну кількість відділень на гасіння пожежі визначається за формулою [22]:

отд = N ст / n ст. N отд = N ст / n ст. від., (4.6)

ст – общее количество стволов; де N ст - загальна кількість стволів;

ст. n ст. від. - кількість стволів ГПС, яке може подати відділення.

Підставимо вихідні дані:

Кількість генераторів піни середньої кратності типу ГПС:

шт.

Необхідна витрата розчину піноутворювача:

тр = S п × I тр = 5024 × Q тр = S п × I тр = 5024 × 0,08 = 132 л / с.

Кількість піноутворювача для гасіння пожежі:

ПО = N ГПС × W ПО = N ДПС × ГПС × t н × 60 K = 20 × q ДПС × t н × 60 K = 20 × 6 × 10 × 60 × 3 = 237600 л.

Кількість відділень на гасіння пожежі:

отд = N ст / n ст. N отд = N ст / n ст. від. = 20 / 2 = 10 відділень.

Отже, для гасіння палаючих пари нафти буде потрібно:

- 10 відділень пожежної частини, загальною чисельністю 40 осіб, для ліквідації пожежі, а також керівник гасіння пожежі (командир команди) - 1, зам.командіра команди - 1.

Таким чином, загальна кількість сил, що залучаються для локалізації та гасіння пожежі, становить 42 людини, необхідну кількість пожежних автомобілів АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-433104) - 6 одиниць і АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253) - 4 одиниці. Технічні характеристики АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-433104) і АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253) наведено в додатку І в таблицях И2 і И3 відповідно.

Після ліквідації горіння парів нафти на місці НС залишається чергувати пожежна автоцистерна ПЧ-60 ЛВДС "Черкаси" у зв'язку з вірогідність повторного спалаху парів нафти під час робіт з ліквідації НС [40].

4.7.3 Розрахунок сил і засобів для рекультивації забруднених земель

При горінні нафти, що розлилася велика частина її згорить, а частину необхідно видалити з поверхні землі за допомогою механічного зняття з поверхні забрудненого грунту [6]. Таким чином, необхідно визначити потрібну кількість техніки для зрізання частини забрудненого грунту та її вивезення, а потім і кількість техніки для ввезення чистого грунту.

Для визначення кількості сил і засобів для рекультивації забруднених земель необхідно обчислити кількість:

- Бульдозерів для зрізання грунту;

- Екскаваторів для навантаження грунту, а так само і для розтину пошкодженої ділянки трубопроводу;

- Автосамоскидів для вивозу забрудненого грунту і привозу чистого грунту.

а) Розрахунок кількості бульдозерів для зрізання забрудненого грунту

Експлуатаційна середньогодинна продуктивність бульдозера визначається обсягом розробленого і переміщеного грунту в щільному тілі, м 3  / год:

(4.11)

де V ф - фактичний обсяг призми волочіння грунту попереду відвалу, м 3;

k у - коефіцієнт, що враховує вплив ухилу місцевості на продуктивність (при роботі на підйомах від 5 до 15% k у зменшується від 0.67 до 0.4, при роботі на ухилах від 5 до 15% k у збільшується з 1.35 до 2.25) [6].

; М 3 (4.12)

де В, Н - відповідно довжина і висота відвалу; для бульдозера ДЗ-110 на базі трактора Т-170: У = 4,43 м і Н = 1,2 м;

k р - коефіцієнт розпушення грунту (для рослинного грунту дорівнює 3 ... 4);

До пр-коефіцієнт, що залежить від характеру грунту в призмі волочіння (зв'язності, коефіцієнта розпушення) і від відношення висоти відвалу Н до ширини В; для бульдозера ДЗ-110 Н / В = 0,3, звідси До пр = 0,8 (зв'язний грунт)

Т ц - тривалість циклу, с;

р + t п + t ох + t с + t о (4.13), Т ц = t р + t п + t ох + t с + t про (4.13),

р - время необходимое для формирования призмы волочения, с; де t р - час, необхідний для формування призми волочіння, с;

с; (4.14)

р - длина пути резания, равная 7 м; l р - довжина шляху різання, що дорівнює 7 м;

1 - скорость движения бульдозера при копании грунта, равная 0,4…0,5 м/с (уточняется по характеристике базовой машины с учетом буксования движителей); v 1 - швидкість руху бульдозера при копанні грунту, рівна 0,4 ... 0,5 м / с (уточнюється за характеристикою базової машини з урахуванням буксування рушіїв);

п - время, необходимое на перемещение грунта на требуемое расстояние, с; t п - час, необхідний на переміщення грунту на необхідну відстань, с;

с; (4.15)

п - длина участка перемещения грунта, м; l п - довжина ділянки переміщення грунту, м;

2 - скорость движения бульдозера при перемещении грунта, равная 0,9…1,0 м/с (уточняется по характеристике базового шасси с учетом буксования движителей) [6, 31]; v 2 - швидкість руху бульдозера при переміщенні грунту, рівна 0,9 ... 1,0 м / с (уточнюється за характеристикою базового шасі з урахуванням буксування рушіїв) [6, 31];

ох - время обратного холостого хода бульдозера, с; t ох - час зворотного холостого ходу бульдозера, с;

с; (4.16)

3 - скорость движения трактора в обратном направлении, равная 1,1…2,2 м/с (уточняется по характеристике базового шасси); v 3 - швидкість руху трактора в зворотному напрямку, рівна 1,1 ... 2,2 м / с (уточнюється за характеристикою базового шасі);

с - время на переключение скоростей, равное 4…5 с; t з - час на перемикання швидкостей, рівне 4 ... 5 с;

о - время на опускание отвала, равное 1…2с. t о - час на опускання відвалу, рівне 1 ... 2с.

р + t п + t ох + t с + t о = 14 + 10 + 8,5 + 4 + 2 = 38,5 с. Т ц = t р + t п + t ох + t с + t о = 14 + 10 + 8,5 + 4 + 2 = 38,5 с.

м 3

м 3 / год

У розглянутій НС площа розливу нафти становить 5024 м 3, а висота зрізується грунту становить 20 см, знайдемо об'єм грунту, який необхідно зрізати.

м 3

Розрахуємо час роботи бульдозера:

ч

Таким чином, для виконання роботи за 6 годин, що є нормативом для даних робіт при розлиття нафти, необхідно 9 / 6 = 2 бульдозери ДЗ-110 на базі трактора Т-170 [46]. Технічна характеристика бульдозера ДЗ-110 на базі трактора Т-170 наведена в додатку І в таблиці И4.

б) Розрахунок кількості екскаваторів для розкриття трубопроводу і навантаження забрудненого грунту

1) Розрахуємо кількість екскаваторів для розкриття трубопроводу [6, 31].

Тривалість циклу копання:

ц = t к + t п + t в + t пз = 10+11+3+10 = 34 с; (4.17) t ц = t до + t п + t в + t пз = 10 +11 +3 +10 = 34 с; (4.17)

к – продолжительность копания, равная 6-10 с; де t к - тривалість копання, рівна 6-10 с;

п – продолжительность поворота на выгрузку, равная 7 – 11с; t п - тривалість повороту на вивантаження, рівна 7 - 11 с;

в – продолжительность выгрузки, равная 1 – 3 с; t в - тривалість вивантаження, що дорівнює 1 - 3 с;

пз – продолжительность поворота в забой, равная 7 –10 с. t пз - тривалість повороту в забій, рівна 7 -10 с.

Найбільше можливе число циклів в хвилину:

ц = 60/34 = 1,8 раз/мин. п Т = 60 / t ц = 60/34 = 1,8 разів / хв. (4.18)

Теоретична продуктивність екскаватора:

п =0,25·108 =27 м 3 /ч (4.19) П о = q п = 0,25 · 108 = 27 м 3 / год (4.19)

=1,8·60=108 раз/ч – расчетное число рабочих циклов, де n = 1,8 · 60 = 108 разів / год - розрахункова кількість робочих циклів,

– геометрическая емкость ковша, м 3 ; для экскаватора ЭО-2621 q = 0,25 м 3 . q - геометрична місткість ковша, м 3; для екскаватора ЕО-2621 q = 0,25 м 3.

Технічна продуктивність [6, 31]:

м 3 / ч. (4.20)

де п Т - найбільше можливе число циклів в хвилину за даних умов грунту та забою;

До Н - коефіцієнт наповнення ковша, рівний 1,05;

К р - коефіцієнт розпушення грунту, рівний 1,20 [55, 56].

Експлуатаційна продуктивність:

П Е = П Т · К В · К м = 24 · 0,75 · 0,86 = 15,5 м 3 / год, (4.21)

де К В - коефіцієнт, що враховує використання екскаватора за часом; К В = 0,75 при роботі в транспорт;

К м - коефіцієнт, що враховує кваліфікацію машиніста; К м = 0,86.

Розрахуємо об'єм грунту, який необхідно прибрати для розкриття трубопроводу в місці витоку, і час на його прибирання [55, 56].

Вихідні дані:

- Глибина залягання трубопроводу - 1 м, для розрахунку приймемо 2 м, т.к для робіт з відновлення трубопроводу необхідно відстань нижче трубопроводу на 0,5 метрів;

- Довжина ділянки, який необхідно відрити - 10 м;

- Ширина ділянки, який необхідно відрити - 2,5 м.

Оскільки діаметр трубопроводу становить 500 мм і необхідно звільнити від грунту ділянку довжиною 10 метрів, визначимо обсяг, який займає сам трубопровід:

м 3

– радиус трубопровода, равный 0,25 м, де r - радіус трубопроводу, рівний 0,25 м,

– длина участка трубопровода, освобождаемого от грунта. l - довжина ділянки трубопроводу, який вивільняється від грунту.

Таким чином, об'єм грунту, який необхідно прибрати для розкриття трубопроводу в місці витоку, дорівнює:

м 3

Таким чином, для розкриття трубопроводу необхідно 48 / 15,5 = 3,1 години і, отже, 1 екскаватор ЕО-2621, технічна характеристика якого наведена в додатку І в таблиці і5.

2) Розрахуємо кількість екскаваторів для навантаження забрудненого грунту.

Так як обсяг забрудненого грунту, який необхідно занурити у самоскиди, складає значну величину (1005 м 3), то для цієї роботи необхідно залучити екскаватори ЕО-33211 з геометричним об'ємом ковша 1,5 м 3 [6, 31].

Тривалість циклу копання:

ц = t к + t п + t в + t пз = 10+11+3+10 = 34 с; t ц = t до + t п + t в + t пз = 10 +11 +3 +10 = 34 с;

к – продолжительность копания, равная 6-10 с; де t к - тривалість копання, рівна 6-10 с;

п – продолжительность поворота на выгрузку, равная 7 – 11с; t п - тривалість повороту на вивантаження, рівна 7 - 11 с;

в – продолжительность выгрузки, равная 1 – 3 с; t в - тривалість вивантаження, що дорівнює 1 - 3 с;

пз – продолжительность поворота в забой, равная 7 –10 с. t пз - тривалість повороту в забій, рівна 7 -10 с.

Найбільше можливе число циклів в хвилину:

ц = 60/34 = 1,8 раз/мин. п Т = 60 / t ц = 60/34 = 1,8 разів / хв.

Теоретична продуктивність екскаватора:

п =1,5·108 = 162 м 3П о = q п = 1,5 · 108 = 162 м 3 / год

=1,8·60=108 раз/ч – расчетное число рабочих циклов де n = 1,8 · 60 = 108 разів / год - розрахункова кількість робочих циклів

– геометрическая емкость ковша, м 3 ; для экскаватора ЭО-33211 q = 1,5 м 3 . q - геометрична місткість ковша, м 3; для екскаватора ЕО-33211 q = 1,5 м 3.

Технічна продуктивність:

м 3 / ч.

де п Т - найбільше можливе число циклів в хвилину за даних умов грунту та забою;

До Н - коефіцієнт наповнення ковша, рівний 1,05;

К р - коефіцієнт розпушення грунту, рівний 1,20 [6, 31].

Експлуатаційна продуктивність:

П Е = П Т · К В · К м = 141,75 · 0,75 · 0,86 = 91,4 м 3 / год,

де К В - коефіцієнт, що враховує використання екскаватора за часом; К В = 0,75;

К м - коефіцієнт, що враховує кваліфікацію машиніста; К м = 0,86.

Таким чином, для навантаження забрудненого грунту потрібно 1005 / 91,4 = 11 годин для 1 екскаватора, а так як ці роботи необхідно виконати протягом 6 годин, то тому буде потрібно 11 / 6 = 2 екскаватори ЕО-33211 для навантаження забрудненого грунту і стільки ж для навантаження чистого. Тому всього буде потрібно 4 ЕО-33211. Технічна характеристика ЕО-33211 наведена в додатку І в таблиці І6.

в) Розрахунок кількості автосамоскидів для вивозу забрудненого грунту і привозу чистого грунту [6, 31]

Розрахуємо кількість і модель самоскидів для вивозу забрудненого грунту і привозу чистого грунту в можливо короткі терміни. По таблиці 4.3 вибираємо раціональну вантажопідйомність автосамосвала КрАЗ-256Б1 Р а = 18 т при обсязі ковша екскаватора 1,5 м 3 та дальності переміщення грунту 10 км.

Емпіричний коефіцієнт, що враховує дальність візки грунту:

, (4.22)

де S а - дальність візки, км;

;

Коефіцієнт, що враховує об'ємну масу вантажу, для грунту щільністю 1,4 т / м 3 (рослинний грунт) і продуктивності екскаватора П е = 91,4 м 3 / год:

- Емпіричний коефіцієнт, що враховує об'ємну масу грунту.

Продуктивність одного автосамосвала, м 3 / год:

(4.23)

м 3 / ч.

Потрібне кількість автосамоскидів [6, 31]:

шт. (4.24)

=1,5 м 3 , коэффициенте наполнения ковша k H =1,05, коэффициенте разрыхления k р =1,2: Для перевірки визначається маса грунту, набирається в ківш за одне черпання, при об'ємі ковша екскаватора q = 1,5 м 3, коефіцієнті наповнення ковша k H = 1,05, коефіцієнті розпушення k р = 1,2:

т (4.25)

Число ковшів завантажуються в автосамосвал буде дорівнює (округлено):

Коефіцієнт використання вантажопідйомності автосамоскида:

,

≤1.1 и выбранный автосамосвал подходит для произведения заданной работы. тобто k a ≤ 1.1 і вибраний автосамосвал підходить для твору заданої роботи.

Таблиця 4.3 - Раціональна вантажопідйомність автосамоскидів

Дальність переміщення грунту, км

Обсяг ковша екскаватора, м 3


0.4

0.65

1.0

1.25

1.5

2.5

0.5

4.5

4.5

7

7

10

-

1.0

7

7

10

10

10

12

1.5

7

7

10

10

12

18

2.0

7

10

10

12

18

18

3.0

7

10

12

12

18

27

4.0

10

10

12

18

18

27

5.0

10

10

12

18

18

27

Таким чином, для вивозу забрудненого грунту і привозу чистого грунту знадобиться 21 автосамосвал КрАЗ-256Б1, технічна характеристика якого наведена в додатку І в таблиці И7.

Для організації рекультивації забруднених земель знадобиться [6, 31]:

- 2 бульдозери ДЗ-110 на базі трактора Т-170;

- 1 екскаватор ЕО-2621 і 4 екскаватора ЕО-33211;

- 21 автосамосвал КрАЗ-256Б1.

Так як робота напружена і пов'язана з перебуванням на місцевості, забрудненій нафтою і її парами те, робота проводиться у дві зміни, тому буде потрібно 56 водіїв.

На підставі пунктів 4.8.2 - 4.8.4 складена зведена таблиця 4.4 сил і засобів, задіяних у ліквідації НС.

Таблиця 4.4 - Зведена таблиця сил і засобів, задіяних у гасінні пожежі і рекультивації землі

Вид робіт

Обсяг робіт

Час на виконання, хв

Сили, чол

Кошти, од. техніки

Місце базування

Гасіння пожежі

5024 м 2

-

42

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-433104) - 6 од,

АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253) - 4 од.

м-н Шакша, с. Ігліно, ЛВДС "Черкаси"

Зрізання забруднений-

ного шару грунту

1005 м 3

360

4

Бульдозер ДЗ-110 на базі трактора Т-170 - 2 од.

ЛВДС "Черкаси"

Навантаження й розвантаження грунту

2010 м 3

360

10

Екскаватори ЕО - 2621 - 1 од, ЕО-33211 - 4 од.

ЛВДС "Черкаси"

Вивезення та завезення грунту

2010 м 3

360

42

КрАЗ-256Б1 - 21 од.

ЛВДС "Черкаси"

Разом

-

360

98

38

-

Таким чином, у проведенні робіт з гасіння пожежі та рекультивації землі задіяно 38 одиниць техніки і 98 чоловік.

Так само для організації АСДНР необхідно залучити:

- Зв'язківців - 2 чол.;

- Кухарі - 1 чол.;

- Працівників служби власної безпеки - 8 чол.;

- Працівників лінійної експлуатаційної служби (ЛЕС) - 4 чол.;

- Інженерно-технічних працівників центральної ремонтної служби - 10 чол;

- Патрульну групу - 3 чол.;

- Водіїв для виїзду патрульної групи, аварійно-відновлювальної бригади, для доставки продуктів харчування - 4 чол.

Таким чином, для організації АСДНР в повному обсязі необхідно задіяти ще 32 людини. І в цілому в роботах з ліквідації НС візьмуть участь 130 чоловік.

4.8 Завершення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт

Керівник АСДНР приймає доповіді керівників робіт на ділянках про результати робіт (їх завершення), уточнює достовірність відомостей і на місці дає вказівку пункту управління АСДНР про складання акта проведення (завершення) АСДНР та передачу об'єкта (території) його керівництву. Після складання акту керівник АСДНР ставить завдання керівникам (старшим) робіт на ділянках і старшим оперативних груп з виведення сил і засобів та повернення в місця постійної дислокації [39].

Після прибуття до місць постійної дислокації керівники (старші) робіт і оперативних груп доповідають по лінії чергових диспетчерських служб в КЧС і ПБ (через оперативно - чергової служби) про прибуття.

Керівник АСДНР доповідає в вищестоящий орган управління про завершення і результати робіт і в місячний термін подає на розгляд Адміністрації Муніципального освіти Уфімський район (органу місцевого самоврядування) через КЧС і ПБ звіт про виконані роботи, розмір збитків і витратах на виконання АСДНР.

Таким чином, у розділі визначено:

- Порядок і особливості проведення АСДНР при ліквідації аварійного розливу нафти;

- Види технічних засобів, які необхідно задіяти для успішної ліквідації НС, в залежності від типу проведених робіт і від оснащеності технікою підрозділів, що залучаються для проведення робіт;

- Кількість технічних засобів беруть участь у ліквідації НС. Залежно від обсягу робіт і продуктивності кожної одиниці техніки;

- Число сил (особового складу формувань РСЧС), що залучаються до ліквідації НС, виходячи з кількості техніки, часу, необхідного на провадження певного виду робіт, умов НС;

- Підрозділи, які залучаються для проведення робіт, райони їх розташування [39].

Дані, отримані в розділі, у подальшому використовуються для визначення обсягів матеріально - технічного забезпечення формувань РСЧС, що беруть участь у ліквідації НС.

5. Організація управління ліквідацією надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

Для забезпечення повного і ефективного використання можливостей сил і засобів, успішного виконання поставлених завдань з ліквідації наслідків НС у короткі терміни необхідна організація управління ліквідацією НС. Управління ліквідацією НС полягає в цілеспрямованій діяльності начальників щодо організації та забезпечення максимальної ефективності використання підлеглих формувань при порятунку постраждалих, локалізації та ліквідації чинників, що перешкоджають веденню аварійно-рятувальних робіт і створюють небезпеку для життя і здоров'ю людей, при проведенні інших невідкладних робіт і заходів, спрямованих на ліквідацію НС і життєзабезпечення рятувальників та постраждалого населення [47]. Для організації управління ліквідацією НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі (МНП) "Усть-Балик-Курган-Уфа-Алмет'евськ" (УБКУА), необхідне використання теоретичного обгрунтування роботи, а так само даних, отриманих при розрахунках у розділах 2,3 і 4 .

5.1 Координаційні та робочі органи управління

Відповідно до Федерального Закону від 21 грудня 1994 р. № 68-ФЗ "Про захист населення і територій від надзвичайних ситуацій природного і техногенного характеру" та постановою Уряду РФ від 30 грудня 2003р. № 794 "Про єдину державну систему запобігання і ліквідації надзвичайних ситуацій" на території РФ утворена РСЧС. РСЧС складається з територіальних і функціональних підсистем і має рівні: федеральний, міжрегіональний, регіональний, муніципальний, об'єктовий. На кожному рівні РСЧС створюються координаційні органи, постійно діючі органи управління, органи повсякденного управління, сили і засоби, резерви фінансових і матеріальних ресурсів, системи зв'язку, оповіщення та інформаційного забезпечення [47]. На об'єктовому рівні силами і засобами є об'єктове ланка БТП РСЧС ЛВДС "Черкаси", координаційним органом управління є комісія з попередження і ліквідації НС і забезпечення пожежної безпеки (КЧС ПБ) ЛВДС "Черкаси". Організаційна структура КЧС і ПБ ЛВДС "Черкаси" представлена ​​в додатку Ж на малюнку Ж1. КЧС ПБ ЛВДС "Черкаси" діє у взаємодії з КЧС ПБ Черкаського нафтопровідного управління (НУ) і КЧС ПБ ВАТ "Уралсібнефтепровод". Організаційні структури яких наведено у додатку Ж на малюнках Ж2 і ж3 відповідно. Для безпосереднього керівництва операціями з ліквідації НС на нафтопроводі організовано пункт управління (ПУ), який виконує функції робочого органу КЧС ПБ [47]. Для організації робіт з ліквідації НС створена оперативна група ЛВДС "Черкаси", організаційна структура якої наведена в додатку Ж на малюнку Ж4.

5.2 Визначення категорії НС та структури системи управління її ліквідацією

Згідно з Постановою Уряду РФ від 21.08.2000 № 613 "Про невідкладні заходи щодо попередження та ліквідації аварійних розливів нафти і нафтопродуктів", дана НС є локальною за масштабом і муніципального характеру за розміром матеріального збитку. Розглянута НС на нафтопроводі сталася у відносній близькості від ЛВДС "Черкаси", тому її ліквідацією займається ЛВДС "Черкаси" з залученням сил Черкаського НУ, ВАТ "Урпалсібнефтепровод", а так само сил і засобів Иглинского районної ланки БТП РСЧС і ПЧ-35 Калінінського району м.Уфа.

5.3 Органи управління ЛВДС "Черкаси"

Для безпосереднього керівництва операціями з ліквідації НС на лінійній частині МНП існує ПУ ліквідацією НС, який виконує функції робочого органу КЧС ПБ ЛВДС "Черкаси". Схема управління при ліквідації НС, викликаної аварією на МНП УБКУА, представлена ​​на рис. 5.1.

Рис. 5.1 - Схема організації управління ліквідацією НС

Організаційна структура ПУ ЛВДС "Черкаси" наведена в додатку Ж на малюнку Ж5.

5.4 Порядок збору даних та інформування про обстановку, що виникла в результаті НС і в ході її розвитку

Збір та обмін інформацією здійснюється з метою вжиття заходів щодо попередження та ліквідації надзвичайних ситуацій природного і техногенного характеру, а також для своєчасного оповіщення населення про прогнозовані і виниклих надзвичайних ситуаціях [47]. У зв'язку з тим, що НС з розливом нафти і спалахом її парів становить небезпеку для жителів села Мінзітарово, розташованого в 600 метрах від місця НС, проводиться їх оприлюднення про виникнення надзвичайної ситуації. Роботи з локалізації та ліквідації НС організовуються і проводяться тільки після отримання даних розвідки про стан території в зоні НС. Розвідка району НС проводиться силами оперативної групи. Після отримання сигналу про аварію черговий диспетчер повідомляє про це начальника ЛДПС. Начальник ЛДПС оперативно, тобто у робочий час протягом 1 години, у неробочий час не пізніше ніж через 2 години висилає оперативну групу на чолі із заступником начальника ЛВДС "Черкаси" для контрольного огляду траси з метою точного визначення місця НС, її характеру та умов ліквідації. По прибуттю на місце НС керівник оперативної групи доповідає по рації в ПУ з ліквідації НС відомості про місце появи плями нафти щодо траси МНП і спалах її парів. Зазначає на карті траси зазначені відомості на момент обстеження і потім організовує фіксування їх через кожні дві години. Вимірює швидкість і напрям вітру анемометром на висоті 1 - 1,5 м від поверхні землі. Інформацію передає в ПУ.

5.5 Організація взаємодії органів управління, об'єктових аварійних формувань та професійних аварійно-рятувальних формувань

Дана НС відноситься за масштабом до локальної НС. Відповідно до цього визначається рівень реагування - перший [48].

Роботи з ліквідації НС при першому рівні реагування провадяться силами і засобами ЛДПС "Черкаси". Оперативна група об'єкта проводить роботи щодо негайного обмеження або повну зупинку розливу нафти, локалізації, механічного збору та утилізації нафти, що розлилася відповідно до Оперативним планом заходів з ліквідації аварії на ділянці "Улу-Теляк-Черкаси" та рішення керівника робіт.

Схема організації управління при виникненні НС на магістральному нафтопроводі наведена на малюнку 5.1 у пункті 5.3.

Реабілітацію забрудненої території виробляє спеціалізована організація, що має відповідне свідоцтво ГУ МНС Росії по РБ і ліцензії державного екологічного органу.

Локальний розлив нафти: роботи з ліквідації НС, локалізації розливу й механічного збору організуються на першому етапі силами і засобами ЛВДС "Черкаси" з подальшим підключенням сил Черкаського НУ, ВАТ "Уралсібнефтепровод".

Роботи з реабілітації проводить спеціалізована організація, що має відповідні ліцензії на здійснення робіт (послуг) природоохоронного призначення в частині проведення на територіях (акваторіях) господарських та природних об'єктів рекультиваційних та інших відновлювальних робіт чи ліквідації екологічних наслідків при НС техногенного і природного характеру [39].

При отриманні повідомлення про НС начальник оперативної групи зобов'язаний підняти групу по тривозі, забезпечити безперешкодний проїзд на місце НС спецмашин, які прибули для ліквідації НС, надання допомоги постраждалим, а також забезпечити безперешкодний прохід осіб, що мають у пропуску відповідний шифр.

Гасіння пожежі, що виникла при НС на МНП, проводитися силами служби пожежної безпеки ЛВДС "Черкаси" з залученням пожежних підрозділів ГУ МНС Росії по РБ.

Для регулювання дорожнього руху на місці НС організується взаємодія з ГИБДД Иглинского району.

Порядок взаємодії ЛВДС "Черкаси" з швидкою медичною допомогою Иглинского району полягає в наступному:

- При отриманні сповіщення про НС черговий диспетчер повідомляє в прикріплену поліклініку (лікарню) по телефону;

- При отриманні сповіщення про НС черговий лікар виїжджає на машині швидкої допомоги за вказаною адресою.

Після прибуття до місця НС медичний працівник повинен доповісти керівнику про наявність медичного персоналу, який прибув на місце і отримати завдання з надання допомоги постраждалим.

Медперсонал повинен організувати відправку постраждалих в медичний заклад після надання їм першої медичної допомоги.

При недостатній кількості на місці НС машин швидкої допомоги викликаються ще машини швидкої допомоги.

Після ліквідації пожежі, відправка швидкої допомоги з місця НС здійснюється тільки з дозволу керівника роботами з ліквідації НС та гасіння пожежі [39].

5.6 Порядок оповіщення та зв'язку органів управління та сил при ліквідації НС

Організація зв'язку та оповіщення здійснюється відповідно до постанови Уряду РФ від 1 березня 1993 року № 178 "Про створення локальних систем оповіщення у районах розміщення потенційно небезпечних об'єктів".

Оперативна і інформаційний зв'язок між ЛВДС "Черкаси" та іншими виробничими підрозділами та службами Черкаського НУ, ВАТ "Уралсібнефтепровод", а також іншими організаціями, які беруть участь при виконанні робіт з ліквідації НС, здійснюється силами і засобами виробничо-технічних управлінь зв'язку (ПТУС) ВАТ " Уралсібнефтепровод ".

Підрозділи (бригада зв'язку) ПТУС, виділені для забезпечення зв'язку в період ліквідації НС, починаючи з моменту виникнення до закінчення робіт з усунення її наслідків, повинні перебувати в підпорядкуванні у відповідального керівника з ліквідації НС [53].

Черговий оператор ЛВДС "Черкаси" при отриманні повідомлення про виникнення НС зобов'язаний негайно повідомити про це диспетчера зв'язку або керівнику ПТУС. Повідомлення повинно бути зареєстровано у диспетчерському журналі.

Виробничо-технічне управління зв'язку після отримання повідомлення диспетчера про виникнення НС має негайно приступити до виконання робіт з організації зв'язку.

Диспетчер зв'язку ПТУС, отримавши повідомлення про НС, зобов'язаний:

- Негайно доповісти про виникнення НС керівнику ПТУС;

- Оповістити і забезпечити збір працівників підрозділів зв'язку;

- З'ясувати у диспетчера ЛВДС "Черкаси" знаходження пункту збору групи, прізвище особи, яка очолює групу, характер НС та особливості організації зв'язку.

Відповідальність за організацію і забезпечення стійкого зв'язку з підрозділами, які беруть участь у ліквідації НС, інспектуючими та іншими організаціями, покладається на керівника аварійної бригади зв'язку, призначеного наказом керівництва ПТУС.

Тривалість виконання заходів щодо організації та забезпечення зв'язку на період ліквідації НС та її наслідків має бути регламентована затвердженими схемами організації зв'язку з урахуванням можливого поширення наслідків НС.

Керівник аварійної бригади зв'язку, розгорнувши засоби зв'язку, зобов'язаний доповісти про її готовність відповідального керівника з ліквідації НС, диспетчеру зв'язку, керівництву ПТУС і організувати постійне чергування біля апаратури зв'язку на весь час ліквідації НС та її наслідків [53].

Згортання та демонтаж аварійних засобів зв'язку після ліквідації НС проводяться за вказівкою відповідального керівника з ліквідації НС за згодою керівництва ПТУС. Бригада зв'язку повинна виконувати свої функції до повного завершення аварійних відновлювальних робіт і на постійне місце дислокації може повернутися тільки з дозволу відповідального керівника з ліквідації НС.

При організації зв'язку використовуються мобільні радіостанції, встановлені на транспортних засобах, резервні радіостанції ПТУС, а також, за погодженням з ПТУС, використовуються резервні частоти для організації симплексного зв'язку.

Схема оповіщення посадових осіб структурних підрозділів і організацій при виникненні НС представлена ​​в додатку Е на малюнку 6.

Існуюча система зв'язку дозволяє оперативно вирішувати питання управління силами з ліквідації НС і своєчасно проводити оповіщення у разі загрози та виникнення надзвичайної ситуації.

Оповіщення населення, що потрапляє в зону ураження, здійснюється за допомогою місцевого теле-і радіомовлення [53].

5.7 Рішення керівника ліквідації надзвичайної ситуації на магістральному нафтопроводі

Рішення на проведення АВР в зоні НС є основою управління; його приймає і організовує виконання керівник органу управління (керівник ліквідації надзвичайної ситуації). Рішення відпрацьовується графічно і текстуально.

Рішення включає в себе такі основні елементи:

- Короткі висновки з оцінки обстановки;

- Задум дій;

- Завдання підлеглим формуванням, частинам і підрозділам;

- Заходи безпеки;

- Організацію взаємодії;

- Забезпечення дій формувань.

Рішення

Начальника ЛВДС "Черкаси" - голови КЧС ПБ на дію сил формувань об'єктового ланки БТП РСЧС ЛВДС "Черкаси" при проведенні АСДНР при ліквідації наслідків НС на 1512 км МНП УБКУА.

НС виявлена ​​15 квітня в 10 годин 30 хв поблизу д. Мінзітарово. У результаті розливу відбувається забруднення родючого шару грунту, а так як пари нафти з-за наявності джерела вогню почали горіти, то існує небезпека для людей і прилеглих будівель і споруд від теплового випромінювання, а так само задимлення території [29].

Для організації дій сил об'єктового ланки БТП РСЧС ЛВДС "Черкаси" при ліквідації НС на 1512 км МНП

Вирішив:

1. Основні зусилля зосередити на оточення району НС та на локалізацію та ліквідацію наслідків надзвичайної ситуації.

Роботи проводити в послідовності: ліквідація горіння нафти, відновлення забрудненого шару грунту виконати шляхом зрізання, вивіз забрудненого грунту на шламонакопичувач, розташований в с.Ігліно, завезення чистого грунту, ремонт трубопроводу, використання сорбентів і біопрепаратів для очищення грунту.

З метою зниження впливу шкідливих наслідків НС на людей, забезпечити першочергове виконання аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт і негайно приступити до дій по ліквідації надзвичайної ситуації на 1512 км траси МНП силами особового складу ЛДПС "Черкаси" з залученням сил Черкаського НУ, ВАТ "Уралсібнефтепровод ", для ліквідації горіння нафти залучити пожежні команди ГУ МНС Росії по РБ, для надання медичної допомоги залучити бригаду швидкої медичної допомоги Иглинского району, для регулювання дорожнього руху на місці НС залучити ГИБДД Иглинского району.

З 16 годин 00 хвилин 15 квітня для органів управління сил ЛДПС "Черкаси" ввести режим "Надзвичайної ситуації", а також ввести в дію в повному обсязі План взаємодії ВАТ "Уралсібнефтепровод" при НС, викликаної аварією з розливом нафти [29].

Оперативній групі ЛДПС "Черкаси" до проведення АСДНР приступити з 16 годин 50 хвилин 15 квітня. Час закінчення АСДНР 00 годин 50 хвилин 16 липня. Роботи ведуть у дві зміни по 4 години.

2. З 16 годин 50 хвилин 15 квітня:

Головному інженеру ЛВДС "Черкаси" - начальнику пункту управління ліквідацією НС:

- Розгорнути пункт управління ліквідацією НС на майданчику, поряд з місцем проведення робіт;

- Обладнати до 16 годин 50 хв. будівлю школи в селі Мінзітарово під місце відпочинку особовому складу;

- Відповідно до Плану взаємодії організувати взаємодію з силами Иглинского районної ланки БТП РСЧС.

Начальнику виробничо-технічних управлінь зв'язку (ПТУС) ВАТ "Уралсібнефтепровод" відповідальній за оповіщення і зв'язок:

- Організувати зв'язок диспетчера ЛВДС "Черкаси" з місцем НС по радіозв'язку і по телефону, а також цілодобове чергування зв'язківців на місці розливу та ліквідації НС;

- Організувати зв'язок начальника оперативної групи з бригадами (групами, ланками), що працюють на місці розливу нафти і ремонту пошкодженої ділянки, а також зв'язок між бригадами (групами, ланками);

- Підтримувати постійний зв'язок з диспетчером ВАТ "Уралсібнефтепровод";

- Забезпечити стійку радіо-, провідний зв'язок з пунктами збору уражених, постійне інформування населення про дії та зміни обстановки.

Заступнику начальника ЛВДС "Черкаси":

- Направити оперативну групу для уточнення місця і масштабів НС;

- Організувати повне забезпечення засобами захисту, зв'язку та інструментами;

- Направити пожежну команду на місце НС;

- Вживати заходів з організації гарячого харчування та місць відпочинку для учасників ліквідації НС [29].

Начальнику пожежної служби ЛВДС "Черкаси":

- Приступити до проведення робіт з гасіння пожежі власними силами, а так само по Плану взаємодії залучити пожежні частини: ПЧ-79 (с. Ігліно), ПЧ-35 (м-н Шакша);

- Координувати роботу служб, які беруть участь у гасінні пожежі;

- Забезпечити постійну наявність резерву сил і засобів;

- Оцінити можливість утворення вибухонебезпечних пароповітряних сумішей, не допустити поширення вогню на прилеглі будівлі і споруди;

- Локалізувати і ліквідувати пожежу;

- Взяти участь у порятунку людей.

Начальнику служби власної безпеки ЛВДС "Черкаси":

- Організувати оточення зони зараження і контроль допуску в зону розливу до завершення всіх робіт з ліквідації наслідків;

- Проводити патрулювання житлового сектору, прилеглого до зони зараження;

- Забезпечити підтримку громадського порядку.

Начальнику центральної ремонтної служби (ЦРС) Черкаського НУ:

- Вжити заходів по збору начальників ділянок, інженерно-технічних працівників (ІТП) та персоналу ЦРС;

- Організувати виїзд на місце НС ЦРС;

- При необхідності провести розподіл обов'язків м / у персоналом та інженерно-технічними працівниками дільниці аварійно-відновлювальних робіт (УАВР) і ділянки усунення дефектів (Ууд) ЦРС "Черкаси";

- Вжити заходів щодо якнайшвидшої ліквідації НС та її можливих наслідків [29].

Начальнику лінійної експлуатаційної служби (ЛЕС) ЛВДС "Черкаси":

- Вжити заходів по позначенню і оточенню місця НС та розливу нафти, а також недопущення потрапляння нафти в річки і населені пункти;

- Направити фахівців на найближчі лінійні засувки для контролю їх закриття;

- Вжити заходів з локалізації НС;

- Виїхати з патрульною групою на місце НС.

Начальнику центру технологічного транспорту та спецтехніки (ЦТТ та СТ) Черкаського НУ:

- Оповістити всіх механіків і водіїв;

- Надати додаткову техніку для виїзду патрульної групи і службові а / м;

- Оформити всі документи на технічні засоби з проведенням інструктажу водіїв і машиністів УАВР ЦРС і залученої додаткової техніки;

- Організувати доставку ПММ на місце виконання робіт з ліквідації НС;

- Організувати своєчасну доставку запчастин і зміну водіїв;

- Організувати чергування автотранспорту для оперативного вирішення питань з ліквідації НС.

Начальнику медичного поста ЛВДС "Черкаси":

- Організувати виїзд до місця НС;

- Організувати медичне забезпечення формувань, які ліквідують НС, а так само в разі потреби за Плану взаємодії залучити сили медичної допомоги Иглинского району.

Головному енергетику відключити електропостачання.

Головному механіку:

- Організувати збір водіїв, які беруть участь у ліквідації НС, відправку необхідної техніки на місце ліквідації НС;

- Забезпечувати техніку ПММ;

-Забезпечувати іскрогасниками всю техніку, безпосередньо бере участь у ліквідації НС;

- Забезпечувати технічне обслуговування і ремонт техніки, залученої до ліквідації НС [29].

Директору їдальні ЛВДС "Черкаси" забезпечити особовий склад, який бере участь в ліквідації НС, трьох разовим харчуванням у розрахунку на кількість 88 осіб (див. пункти 4.8.2 - 4.8.4).

Донесення про хід ліквідації представляти через кожні 2 години з 16.50 годин. Графічне рішення голови КЧС ПБ наведено в додатку З.

6. Забезпечення безпеки при веденні аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт з ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти

Ліквідація надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти і спалахом її парів, відрізняється підвищеною небезпекою для людей, що знаходяться в зоні дії вражаючих факторів НС, крім того особовий склад формувань, які ліквідують НС, і яке проживає поблизу населення піддаються негативному впливу небезпечних і шкідливих факторів, що виникають під час ліквідації НС. Тому необхідне забезпечення безпеки при проведенні робіт із ліквідації НС [54].

Забезпечення безпеки при веденні АСДНР досягається зниженням рівня впливу вражаючих факторів до припустимої величини.

Для досягнення поставленої мети необхідна ідентифікація вражаючих, небезпечних і шкідливих факторів, що діють на особовий склад формувань РСЧС при ліквідації НС на МНП, а так само на яке проживає поблизу населення.

Вихідними даними для розробки розділу є дані, отримані при теоретичному обгрунтуванні роботи, а так само результати розрахунків, зроблених у розділі 2.

6.1 Ідентифікація вражаючих, небезпечних і шкідливих факторів, що діють на особовий склад формувань, які ліквідують НС на МНП

При ліквідації НС, пов'язаних з розливом нафти на особовий склад, який бере участь в ліквідації НС, діють вражаючі, небезпечні та шкідливі фактори.

Усі небезпечні та шкідливі фактори впливають на людину і можуть призвести до травм, погіршення здоров'я або зниження працездатності і необхідний захист особового складу від їх впливу. Для недопущення впливу фізичних небезпечних факторів на особовий склад необхідно дотримуватися правил техніки безпеки, для зведення до мінімуму небезпечного діяння пари нафти - використовувати засоби індивідуального захисту. Крім того, важливо дотримання режиму праці та відпочинку, що запобігає фізичне перенапруження людини і надмірна дія на нього небезпечного або шкідливого чинника [54]. У розглянутій НС на особовий склад, а так само яке проживає поблизу населення діють наступні негативні фактори, наведені на малюнку 6.1.

Малюнок 6.1 - Небезпечні й шкідливі фактори, що діють на особовий склад під час ліквідації НС на МНП

Проаналізуємо кожен негативно впливає фактор і способи зниження його рівня до припустимої величини.

Перелік захисних засобів на ЛВДС "Черкаси" наведено в таблиці Е1 в додатку Е.

6.2 Захист від теплового випромінювання пожежі

Теплове випромінювання є вражаючим чинником фізичної дії.

У розглянутій НС з розливом нафти при появі джерела запалювання виникла пожежа, глибина небезпечного теплового випромінювання якого для людей складає 141 метр (див. розділ 2 пункт 2.4.9).

Таким чином, даний вражаючий фактор діє на пожежних, які ліквідують горіння пари нафти, а так само формування, які прибули для подальшої ліквідації НС з розливом нафти. Тому розглянемо способи зниження негативної дії теплового випромінювання на людей [54].

Комплексний захист від теплового випромінювання може бути забезпечена тільки з використанням набору різних видів спецодягу, а також засобів захисту рук, ніг, голови, органів дихання, що використовуються в комплекті зі спецодягом, а так само дотриманням правил техніки безпеки та використанням колективних засобів захисту.

Найбільш прийнятними засобами індивідуального захисту з розроблених у даний час є [65]:

- Бойова одяг для начальницького і рядового складу пожежної охорони (ТУ17-08-249-86);

- Комплект теплоотражательной (ТВК) для пожежних (ТУ 17-08-289-89);

- Комплект теплозахисної (ТК-800) одягу для пожежних (ТУ 17-08-232-85);

- Рукавички трипалі спеціальні для пожежних (ТУ 17-08-283-89);

- Чоботи гумові формові термостійкі (ТУ 38-106426-85).

Комплект теплоотражательной для пожежних (ТВК) забезпечує захист від дії ІЧ-випромінювання поверхневою щільністю до 18 кВт · м -2 і температури навколишнього середовища до 200 ° С протягом 8 хв. [65].

Комплект ТК-800 призначений для захисту працюючого при температурі навколишнього середовища 200 ° С - протягом 16 хв, при температурі 800 ° С - 40 с. Допускається короткочасний контакт з відкритим полум'ям. В якості теплоізолятора використовуються або вовняний ватин, або шерстяна повсть АТИМ-9.

Окрім засобів індивідуального захисту широко використовуються засоби колективного захисту - екрани, ширми і т. п.

Засоби колективного захисту представляють собою металевий каркас з укріпленими на ньому алюмінієвими листами, з вирізаними в них оглядовими отворами. Вони забезпечують захист людей і техніки від впливу теплових потоків, дозволяють проводити роботи поблизу вогнища пожежі.

Людей, що працюють в безпосередній близькості від відкритого вогню, охолоджує група ствольників, яка знаходиться далі від осередку пожежі на довжину струменя, їх у свою чергу, при необхідності, зрошує інша група ствольників, тобто здійснюється ешелонована захист.

Поблизу робіт організовуються пункти з питною водою [65].

Для безпечного ведення робіт у зоні небезпечного теплового випромінювання необхідно дотримання техніки безпеки.

6.3 Захист від хімічних шкідливих чинників, що виникають при надзвичайній ситуації з розливом нафти

У розглянутій НС шкідливими факторами є токсична дія пари нафти та продуктів її згоряння.

Проведення АСДНР в зоні розливу нафти, а так само при горінні нафти, в умовах високої концентрації парів нафти та продуктів горіння при пожежі, не допускається без засобів індивідуального захисту. Пари нафти або продукти горіння можуть надходити в організм людини і негативно впливати на нього через органи дихання і шкірні покриви. До індивідуальних засобів захисту органів дихання відносяться протигази, респіратори, тканинні маски, ватно-марлеві пов'язки; до засобів захисту шкіри - захисний одяг [55].

6.3.1 Засоби індивідуального захисту органів дихання

Засоби індивідуального захисту органів дихання (ЗІЗОД) поділяються на ЗІЗОД фільтруючого дії - це протигази та респіратори, найбільш доступні, прості і надійні в експлуатації і ЗІЗОД ізолюючого типу, здатні забезпечувати органи дихання людини необхідною кількістю свіжого повітря незалежно від складу навколишньої атмосфери.

Фільтруючі протигази ГП-5 застосовуються для захисту органів дихання, очей і обличчя. Принцип захисної дії протигазів ДП-5 заснований на тому, що використовується для дихання заражений повітря попередньо очищається від шкідливих домішок за допомогою спеціальних поглиначів і фільтрів. Протигаз складається з протигазової коробки і лицьової частини. У комплект протигаза входять також сумка і коробка з незапотевающімі плівками або спеціальний "олівець" для запобігання стекол окулярів від запотівання [55].

Ізолюючі протигази на відміну від фільтруючих повністю ізолюють органи дихання від навколишнього середовища. Дихання здійснюється за рахунок запасу кисню, що знаходиться в самому протигазі. Принцип дії заснований на виділенні кисню з хімічних речовин, при поглинанні вуглекислого газу і вологи, видихуваних людиною.

Ізолюючі протигази складаються з лицьової частини, регенеративного патрона, дихального шланга і сумки. Регенеративний патрон забезпечує отримання кисню для дихання, поглинання вуглекислого газу і вологи з повітря, що видихається. Запас кисню в регенеративної патроні дозволяє виконувати роботу при важких фізичних навантаженнях протягом 45 хвилин, при середніх - 70 хвилин, а при легких або в стані відносного спокою - 3 години.

Респіратори представляють собою полегшені засоби захисту органів дихання від шкідливих газів, парів, аерозолів і пилу. Очищення вдихуваного повітря від шкідливих домішок здійснюється за рахунок фізико-хімічних процесів (абсорбції, хемосорбції і каталізу), і від аерозольних домішок - шляхом фільтрації через волокнисті матеріали. Залежно від терміну служби респіратори можуть бути одноразового споживання (ШБ-1, "Лепесток", "Кама", У-2К, Р-2), які після обробки не придатні для подальшої експлуатації. У респіраторах багаторазового застосування передбачена заміна фільтрів.

6.3.2 Засоби індивідуального захисту шкіри

Для запобігання потрапляння парів нафти на відкриті долі тіла використовують індивідуальні засоби захисту шкіри (СІЗК) ізолюючого і фільтруючого типів.

Комплект ізолюючий хімічний КІХ-4 призначений для захисту особового складу аварійно рятувальних формувань при виконанні робіт в умовах впливу високих концентрацій парів нафти. До складу комплекту входять захисний костюм, гумові і бавовняні рукавички. Костюм складається з герметичного комбінезона з капюшоном, в лицьову частину якого вклеєно скло. Штани комбінезона закінчуються панчохами з прогумованого матеріалу, поверх яких надягають гумові чоботи.

Комплект фільтруючої захисного одягу ФЗН-МП складається з куртки і штанів, рукавичок і черевик резінотекстільних. Конструкція ФЗН-МП виключає потрапляння парів на шкірні покриви.

Захисна фільтруюча одяг ЗФО-58 складається з бавовняного комбінезона, натільної білизни, підшоломник і двох пар рукавичок. Використовується в комплекті з фільтруючим протигазом [55, 65].

6.4 Захист від фізичних небезпечних чинників надзвичайної ситуації

Як вже згадувалося раніше, в умовах даної НС небезпечні чинники це рухома техніка, рухомі робочі органи машин, а також пересуваються вироби та заготовки, зокрема труби і фасонні частини, що використовуються при ремонті пошкодженого трубопроводу. При дії будь-якого з цих факторів на людину піде травма, погіршення здоров'я або зниження працездатності. Для недопущення або зниження ймовірності такого впливу на особовий склад необхідно дотримуватися правил техніки безпеки. Це організаційні заходи, розпорядчі дотримання певної обережності при проведенні різних видів робіт [65].

Безпека особового складу полягає не тільки в дотриманні техніки безпеки, використанні засобів індивідуального та колективного захисту, але і в режимі і характер роботи, які зумовлюють тяжкість і напруженість трудового процесу. Тому оцінимо важкість і напруженість праці рятувальників.

6.5 Оцінка важкості та напруженості трудового процесу рятувальників

Оцінка тяжкості і напруженості праці рятувальників проводиться на підставі Р 2.2.2006-05 "Гігієнічна оцінка факторів робочого середовища і трудового процесу. Критерії та класифікація умов праці". Основними показниками важкості трудового процесу є:

- Фізична динамічне навантаження;

- Маса що піднімається і переміщуваного вантажу вручну;

- Стереотипні робочі руху;

- Статичне навантаження.

Напруженість праці оцінюється по навантаженнях:

- Інтелектуального характеру;

- Емоційним;

- Сенсорним;

- Монотонним;

- Режиму роботи.

Оцінка тяжкості і напруженості трудового процесу проводиться для наступних груп учасників ліквідації НС:

- Особовий склад пожежних формувань;

- Особовий склад аварійно-відновлювальної бригади при ліквідації НС на МНП;

- Особовий склад медичних формувань [60].

6.5.1 Оцінка тяжкості і напруженості праці пожежних при ліквідації горіння пари нафти

Визначення важкості робіт пожежних при гасінні визначається за величиною статичного зусилля за період проведення робіт (за зміну).

Величина статичного навантаження визначається за формулою:

, Кгс (6.1)

де Т - час утримування пожежного ствола за зміну з урахуванням перерв у роботі, с;

т - вага пожежного ствола, кг.

Таким чином, для розглянутої НС час утримання пожежного ствола для одного пожежного складе 3 години, вага пожежного ствола рівний 4,5 кг (технічні характеристики генератора піни середньої кратності ГПС-600 наведені в додатку І), але треба враховувати ще й вага пожежного рукава, який важить 5 кг [60]. Величина статичного навантаження дорівнює:

кгс.

Дана статичне навантаження оцінюється як важке фізичне навантаження [60]. Крім статичного навантаження на пожежного діє такий вражаючий фактор НС, як теплове випромінювання, для захисту від якого застосовуються ЗІЗ, робота в яких так само впливає на показник важкості трудового процесу. Тому по тяжкості праці робота пожежного відноситься до 3.3 класу умов праці.

Оцінимо напруженість праці пожежного.

Інтелектуальні навантаження:

- За змістом роботи працю пожежного відноситься до 3.2 класу умов праці, так як їм доводиться вирішувати складні завдання;

- За сприйняттям сигналів і їх оцінці працю пожежного відноситься до 2 класу умов праці, так як їх діяльність включає ряд елементарних дій, іноді званих прийомами;

- З розподілу функцій за ступенем складності завдання працю пожежного відноситься до 2 класу умов праці, так як здійснює контроль своїх дій, а у командира пожежного підрозділу за цим показником праця належить до 3.1 класу умов праці, так як він здійснює контроль за діями інших осіб;

- За характером виконуваної роботи працю пожежного відноситься до 3.2 класу умов праці, так як робота виконується при дефіциті часу, інформації та відповідальності за кінцевий результат [60];

Сенсорні навантаження:

- За тривалістю зосередження спостереження (у пожежників цей час становить 26-50% від зміни) відповідає 2 класу умов праці;

- За щільністю сигналів і повідомлень у середньому за 1 годину роботи працю пожежних відноситься до 2 класу умов праці (терміновий виклик на пожежу);

- За кількістю виробничих об'єктів одночасного спостереження працю пожежних відноситься до 1 класу умов праці (близько 5 об'єктів одночасного спостереження);

- За навантаженням на слуховий аналізатор працю пожежного відноситься до 2 класу умов праці, так як при гасінні пожежі рівень мови перевищує шум на 10-15 дБА і відповідає розбірливості слів.

Емоційні навантаження:

- За ступенем відповідальності за результат власної діяльності працю пожежних відноситься до 3.2 класу умов праці, так як допущені помилки можуть призвести до виникнення небезпечних ситуацій для життя людей;

- За ступенем ризику для власного життя працю пожежних відноситься до 3.2 класу умов праці, так як існує небезпека впливу вражаючих факторів (вибух, удар, самозаймання);

- За ступенем відповідальності за безпеку інших осіб працю командира пожежного підрозділу відноситься до 3.2 класу умов праці.

За ступенем монотонності працю пожежного ставитися до 2 класу умов праці.

Режим роботи:

- По змінності роботи працю пожежних відноситься до 3.1 класу умов праці, тому що характеризується регулярної змінності з роботою у нічний час.

Таким чином, праця пожежного по напруженості оцінюється як шкідливий (3.2 клас умови праці), а праця командира пожежного підрозділу відноситься до 3.3 класу умов праці.

6.5.2 Оцінка тяжкості і напруженості праці працівників аварійно-відновлювальної бригади при ліквідації НС

Визначимо важкість і напруженість праці для наступних працівників аварійно-відновлювальної бригади:

- Екскаваторник;

- Бульдозерист;

- Зварювальник.

а) Оцінка важкості та напруженості праці екскаваторника.

Екскаваторник під час трудового процесу перебуває у кабіні екскаватора в положенні сидячи, тобто у вільному стані, і тому його праця по тяжкості можна віднести до 1 класу умов праці.

Визначимо напруженість праці екскаваторника [60].

Інтелектуальні навантаження:

- Праця екскаваторника за змістом роботи відповідає 3.1 класу умов праці, так як їм доводиться приймати рішення складних завдань по відомих алгоритмах;

- З розподілу функцій за ступенем складності завдання працю екскаваторника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як їм властива обробка, перевірка і, крім того, контроль за виконанням завдання;

- За характером виконуваної роботи працю екскаваторника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як робота виконується при дефіциті часу та відповідальності за кінцевий результат [60];

- За сприйняттям сигналів і їх оцінці працю екскаваторника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як їх трудова діяльність вимагає сприйняття сигналів з ​​наступною комплексною оцінкою всіх виробничих параметрів.

Сенсорні навантаження:

- За тривалістю зосередження спостереження (у екскаваторника цей час становить більше 75% від зміни) відповідає 3.2 класу умов праці;

- За щільністю сигналів і повідомлень у середньому за 1 годину роботи працю екскаваторника відноситься до 3.1 класу умов праці (близько 200 сигналів);

- За кількістю виробничих об'єктів одночасного спостереження працю екскаваторника відноситься до 2 класу умов праці;

- За навантаженням на слуховий аналізатор працю екскаваторника відноситься до 2 класу умов праці;

- За навантаженням на голосовий апарат працю екскаваторника відноситься до 1 класу умов праці;

- За навантаженням зорового аналізатора працю екскаваторника відноситься до 2 класу умов праці.

Емоційні навантаження:

- За ступенем відповідальності за результат власної діяльності працю екскаваторника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як допущені помилки можуть призвести до виникнення небезпечних ситуацій для життя людей, зупинення технологічного процесу;

- За ступенем ризику для власного життя працю екскаваторника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як існує небезпека впливу вражаючих факторів (вибух, удар, самозаймання, несправність ТЗ);

- За ступенем відповідальності за безпеку інших осіб працю екскаваторника відноситься до 3.1 класу умов праці.

За ступенем монотонності працю екскаваторника відноситься до 2 класу умов праці.

Режим роботи:

- За наявності регламентованих перерв працю екскаваторника відноситься до 3.1 класу умов праці.

Таким чином, праця екскаваторника за напруженістю оцінюється як шкідливий, напружений 1-го ступеня (3.1 клас умов праці).

б) Оцінка важкості та напруженості праці бульдозериста.

Так як праця бульдозериста не значно відрізняється від праці екскаваторника, то можна зробити висновок, що за тяжкістю працю бульдозериста відноситься до 1 класу, а за напруженістю до 3.1 класу умов праці [60].

в) Оцінка важкості та напруженості праці зварника.

Важкість праці зварника полягає в його робочій позі. Так як трудовий процес зварника відбувається в позі стоячи і в цьому положенні він проводить близько 75% робочого часу, то по важкості така праця відноситься до 3.1 класу умов праці.

Інтелектуальні навантаження:

- Праця зварника за змістом роботи відповідає 3.2 класу умов праці, так як їм доводиться приймати рішення складних завдань магічними способом;

- З розподілу функцій за ступенем складності завдання працю зварника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як їм властива обробка, перевірка і, крім того, контроль за виконанням завдання;

- За характером виконуваної роботи працю зварника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як робота виконується при дефіциті часу та відповідальності за кінцевий результат [60];

- За сприйняттям сигналів і їх оцінці працю зварника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як їх трудова діяльність вимагає сприйняття сигналів з ​​наступною комплексною оцінкою всіх виробничих параметрів.

Сенсорні навантаження:

- За тривалістю зосередження спостереження (у зварника цей час становить 26-50% від зміни) відповідає 2 класу умов праці;

- За щільністю сигналів і повідомлень у середньому за 1 годину роботи працю зварника відноситься до 2 класу умов праці;

- За кількістю виробничих об'єктів одночасного спостереження працю зварника відноситься до 1 класу умов праці (близько 5 об'єктів одночасного спостереження);

- За навантаженням на слуховий аналізатор працю зварника відноситься до 1 класу умов праці;

- За навантаженням на голосовий апарат працю зварника відноситься до 1 класу умов праці;

- За навантаженням зорового аналізатора працю зварника відноситься до 3.2 класу умов праці.

Емоційні навантаження:

- За ступенем відповідальності за результат власної діяльності працю зварника відноситься до 3.2 класу умов праці, так як допущені помилки можуть призвести до виникнення небезпечних ситуацій для життя людей, зупинення технологічного процесу;

- За ступенем ризику для власного життя працю зварника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як існує небезпека впливу вражаючих факторів (вибух, удар, самозаймання);

- За ступенем відповідальності за безпеку інших осіб працю зварника відноситься до 3.1 класу умов праці.

За ступенем монотонності працю зварника ставитися до 3.1 класу умов праці.

Режим роботи:

- За наявності регламентованих перерв працю зварника відноситься до 3.1 класу умов праці.

Таким чином, праця зварника за напруженістю оцінюється як шкідливий, напружений 1-го ступеня (3.1 клас умов праці) [41, 60].

6.5.3 Оцінка тяжкості і напруженості праці медичних працівників при наданні допомоги потерпілим

Надання медичної допомоги постраждалим у НС проводиться лікарями і середнім медичним персоналом, тому при оцінці напруженості праці лікарів визначимо їх інтелектуальні, сенсорні, емоційні навантаження та режим роботи, а при оцінці тяжкості і напруженості праці середнього медичного персоналу - фізичну механічне навантаження, отримувану ними при транспортуванні постраждалих в автомобілі швидкої допомоги, а так само сенсорні, емоційні та інші навантаження.

Оцінимо напруженість праці лікарів.

Інтелектуальні навантаження:

- Праця лікарів за змістом роботи відповідає 3.2 класу умов праці, так як їм доводиться приймати рішення складних завдань магічними способом;

- З розподілу функцій за ступенем складності завдання працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці, так як їм властива попередня робота з наступним розподілом завдання іншим особам;

- За характером виконуваної роботи працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці, так як робота виконується при дефіциті часу, інформації та відповідальності за кінцевий результат [60];

- За сприйняттям сигналів і їх оцінці працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці, так як їх трудова діяльність вимагає сприйняття сигналів з ​​наступною комплексною оцінкою всіх виробничих параметрів.

Сенсорні навантаження:

- За тривалістю зосередження спостереження (у лікарів цей час становить 51-75% від зміни) відповідає 3.1 класу умов праці;

- За щільністю сигналів і повідомлень у середньому за 1 годину роботи працю лікарів відноситься до 2 класу умов праці (терміновий виклик до хворого, сигналізація з моніторів про стан хворого);

- За кількістю виробничих об'єктів одночасного спостереження працю лікарів відноситься до 1 класу умов праці (близько 5 об'єктів одночасного спостереження);

- За навантаженням на слуховий аналізатор працю лікарів відноситься до 1 класу умов праці;

- За навантаженням на голосовий апарат працю лікарів відноситься до 1 класу умов праці;

- За навантаженням зорового аналізатора працю лікарів відноситься до 3.1 класу умов праці.

Емоційні навантаження:

- За ступенем відповідальності за результат власної діяльності працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці, так як допущені помилки можуть призвести до виникнення небезпечних ситуацій для життя людей;

- За ступенем ризику для власного життя працю лікарів відноситься до 3.1 класу умов праці, так як існує небезпека впливу вражаючих факторів (вибух, удар, самозаймання);

- За ступенем відповідальності за безпеку інших осіб працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці.

За ступенем монотонності працю лікарів відноситься до 2 класу умов праці.

Режим роботи:

- По змінності роботи працю лікарів відноситься до 3.2 класу умов праці, тому що характеризується нерегулярної змінності з роботою у нічний час.

Таким чином, праця лікарів по напруженості оцінюється як шкідливий, напружений 2-го ступеня (3.2 клас умов праці). Оскільки аналіз проводився за умови виникнення НС локального характеру отриманий результат не відображає всієї картини напруженості праці лікарів, і тому праця лікарів необхідно віднести до 3.3 класу умов праці.

Оцінимо важкість праці середнього медичного персоналу.

Фізична динамічне навантаження розраховується за формулою [60]:

, Кгм (6.2)

де т - маса переміщуваного вантажу, кг;

– расстояние, на которое перемещают груз, м; l - відстань, на яку переміщують вантаж, м;

– груз, перемещаемый за смену, шт. w - вантаж, переміщуваний за зміну, шт.

Так як в даному випадку переміщуваним санітарами вантажем є людина, то прийнята маса вантажу дорівнює 70 кг, відстань, на яку переміщується вантаж, прийнято рівним 20 метрів. У розглянутій НС постраждалих немає, тому при розрахунку приймемо можливу кількість людей, яке може зміна санітари за зміну за умови транспортування одного потерпілого 10 хвилин і тривалості зміни 4 години. = 240/10 = 24 человека. Таким чином, w = 240/10 = 24 людини.

Фізична динамічна навантаження дорівнює:

кгм.

Дана фізична динамічне навантаження оцінюється як важке фізичне навантаження і відповідає 3.2 класу умов праці за важкістю трудового процесу [60].

Оцінимо напруженість праці середнього медичного персоналу.

Інтелектуальні навантаження:

- Праця середнього медичного персоналу за змістом роботи ставитися до 2 класу умов праці, так як їм доводиться вирішувати прості завдання з вибором (по інструкції);

- З розподілу функцій за ступенем складності завдання працю середнього медичного працівника ставитися до 2 класу умов праці, так як їм властива обробка, виконання з подальшою перевіркою виконаної роботи;

- За характером виконуваної роботи працю середнього медичного працівника ставитися до 2 класу умов праці, так як робота виконується за графіком з можливим його корекцією при необхідності [60];

- За сприйняттям сигналів і їх оцінці працю середнього медичного працівника ставитися до 3.1 класу умов праці, так як їх трудова діяльність вимагає сприйняття сигналів з ​​наступним співставленням фактичних значень параметрів з їх номінальними необхідними рівнями.

Сенсорні навантаження:

- За тривалістю зосередження спостереження (у середнього медичного працівника цей час становить 26-50% від зміни) відповідає 2 класу умов праці;

- За щільністю сигналів і повідомлень у середньому за 1 годину роботи працю середнього медичного працівника ставитися до 2 класу умов праці (терміновий виклик до хворого, сигналізація з моніторів про стан хворого);

- За кількістю виробничих об'єктів одночасного спостереження працю середнього медичного працівника ставитися до 1 класу умов праці (близько 5 об'єктів одночасного спостереження);

- За навантаженням на слуховий аналізатор працю середнього медичного працівника ставитися до 1 класу умов праці;

- За навантаженням на голосовий апарат працю середнього медичного працівника ставитися до 1 класу умов праці;

- За навантаженням зорового аналізатора працю середнього медичного працівника ставитися до 2 класу умов праці.

Емоційні навантаження:

- За ступенем відповідальності за результат власної діяльності працю середнього медичного працівника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як їм характерна відповідальність за основний вид завдання, а помилки призводять до додаткових зусиль з боку цілого колективу;

- За ступенем ризику для власного життя працю середнього медичного працівника відноситься до 3.1 класу умов праці, так як існує небезпека впливу вражаючих факторів (вибух, удар, самозаймання).

За ступенем монотонності працю середнього медичного працівника ставитися до 2 класу умов праці.

Режим роботи:

- По змінності роботи працю лікарів ставитися до 3.2 класу умов праці, тому що характеризується нерегулярної змінності з роботою у нічний час.

Таким чином, праця середнього медичного працівника за напруженістю оцінюється як допустимий за умов виникли при НС локального характеру (2 клас умов праці) [60]. Так як на МНП можливі більш значні НС з найбільшими наслідками, у тому числі і санітарними, працю середнього медичного працівника необхідно віднести до 3.2 класу умов праці.

Для найбільшої ефективності та безпеки робіт, що проводяться в зоні НС необхідно встановлює режим праці і відпочинку для рятувальників [60].

6.6 Режим праці та відпочинку при веденні робіт

Режим праці та відпочинку - це встановлювані для кожного виду робіт порядок чергування періодів роботи і відпочинку та їх тривалість. Раціональний режим - таке співвідношення і зміст періодів роботи і відпочинку, при яких висока продуктивність праці сполучається з високою і стійкою працездатністю людини без ознак надмірного втоми протягом тривалого часу [71].

Для безперебійної роботи особовий склад розбивається на кілька груп з почергової заміною їх в зоні високих температур. Вводити людей в таку зону спочатку слід на 10 -15 хв.

Після відпочинку час перебування в ній збільшується (таблиця 6.1).

Таблиця 6.1 - Рекомендований час відпочинку в залежності від тривалості роботи

Тривалість роботи, хв

Тривалість відпочинку, хв

15

10

30

15

45

20

60

30

75

40

90

60

Планування цілодобових аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт у зоні НС визначається в залежності від добового ритму фізіологічних функцій організму, що визначає найвищу працездатність людини (з 8 до 12 і з 15 до17 годин) і найменшу (з 3 до 6 годин). Зупинки-паузи (на 2-3 хвилини) у роботі рятувальників робляться для короткочасного відпочинку після закінчення одного робочого циклу [71].

Враховуючи вищесказане для особового складу, що бере участь у ліквідації даної НС, був визначений оптимальний режим праці та відпочинку, що становить для гасіння пожежі - 10 хвилин відпочинку через кожні 15 хвилин роботи, для аварійно-відновлювальних робіт - 20 хвилин відпочинку через кожні 45 хвилин роботи протягом робочої зміни. Робоча зміна становить 4 години.

Таким чином, забезпечення безпеки при веденні АСДНР полягає в зниженні негативного впливу вражаючих, небезпечних і шкідливих факторів НС, яке досягається комплексним підходом, а саме одночасним використанням засобів індивідуального та колективного захисту, а так само дотриманням техніки безпеки та режиму праці та відпочинку рятувальників [2 , 73].

У разі недостатності даних заходів і погіршення здоров'я особового складу або населення з'являється необхідність у медичному забезпеченні, особливості організації якого при НС з розливом нафти розглянуті в розділі 7.

7. Забезпечення медичної допомоги при ліквідації надзвичайної ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

Надзвичайні ситуації, викликані аваріями з розливом нафти, супроводжуються забрудненням навколишнього середовища, пожежами, у результаті чого на споруди трубопровідного транспорту, на персонал і яке проживає поблизу населення діють вражаючі фактори (див. малюнок 1.5 пункт 1.3), які в свою чергу призводять до отруєнь людей парами нафти або продуктами їх згоряння, а так само до опіків і різних травм.

Тому при ліквідації НС з розливом нафти необхідна організація медичного забезпечення, як особового складу (ЛЗ) підрозділів, так і постраждалого населення.

Вихідними даними для розробки даного розділу є дані, отримані при теоретичному обгрунтуванні роботи, а так само результати розрахунків, наведених у розділах 2 і 3.

7.1 Організація забезпечення медичної допомоги при надзвичайній ситуації на МНП УБКУА

Так як в результаті НС, викликаної аварією з розливом нафти і спалахом її парів, на магістральному нафтопроводі (МНП) "Усть-Балик-Курган-Уфа-Алмет'евськ" (УБКУА) проживає поблизу населення д.Мінзітарово, розташованої в 600 метрах від місця НС , не постраждало. Надання медичної допомоги буде організовано лише за умови виникнення ситуацій з погіршення здоров'я серед особового складу підрозділів.

На ЛВДС "Черкаси" є один санітарний пост, що складається з 4 чоловік. Вони забезпечують медичною допомогою особовий склад формувань РСЧС, бере участь у ліквідації НС. Так само по Плану взаємодії на місце проведення робіт прибуде бригада швидкої допомоги Иглинского району для надання допомоги в разі необхідності як формуванням, що ліквідовують НС, так і населенню.

При виникненні ситуацій з погіршенням здоров'я серед особового складу або населення перша медична допомога (ПМП) буде складатися:

- В першу чергу, видалення постраждалих із небезпечної зони;

- Надання екстреної реанімаційної допомоги при зупинці дихання і серця;

- Надання ПМП при отруєнні парами нафти;

- Надання ПМП при термічних травмах (опіки, перегрівання);

- Надання ПМП при отруєннях продуктами згоряння;

- Надання ПМП при переломах, різних видах травм (голови, грудей) [28, 74].

По закінченні проведення АСДНР, надається психологічна допомога особам, які беруть участь у ліквідації НС (реабілітація ЛЗ аварійно-відновлювальних формувань).

Так як можлива будь-яка з вище перерахованих ситуацій, розглянемо всі види ПМП.

7.2 Екстрена реанімаційна допомога

Визначення ознак клінічної смерті здійснюється відповідно до схеми, наведеної на малюнку 7.1. При наявності ознак клінічної смерті проводиться реанімація, тобто відновлення життєво важливих функцій організму. Якщо реанімація розпочата в першу хвилину, ймовірність пожвавлення становить більше 90%, через 3 хвилини - не більше 50%. Важливо, що перед тим, як приступити до непрямого масажу серця, необхідно переконатися у відсутності пошкодження хребта [74].

Малюнок 7.1 - Схема визначення ознак клінічної смерті

Ефективність реанімації залежить від точності виконання техніки непрямого масажу серця і штучної вентиляції легень, а також від їх співвідношення в процесі дій. Якщо реанімацію проводить одна людина, то необхідно робити 60 натискань у хвилину. На кожні 10 натиснень на грудину проводять два видиху.

7.3 Інтоксикація парами нафти і надання першої медичної допомоги

Нафта, її пари, гази, а також продукти її переробки (бензини, розчинники, змащувальні масла, парафіни, бітуми, нафтовий кокс і т.д.) високотоксични. Гранично допустима концентрація суми вуглеводнів в повітрі робочої зони дорівнює 300 мг / м 3 [10, 57]. Чим вище вміст в нафті сірковмісних сполук, тим токсичніша її дію.

Клінічна картина залежить від концентрації та якісного складу нафти, наприклад, ароматичні вуглеводні більш токсичні, ніж неароматичних.

Пари нафти надходять в організм через дихальні шляхи та шкірні покриви, надаючи подразнюючу, наркотичне та шкірно-резорбтивну дію. Нафта окремих родовищ має канцерогенну активність [10].

Легка та середня ступені отруєння парами нафти проявляються в перші ж години після контакту головними болями, почуттям сп'яніння, запамороченням, нудотою, слабкістю, сухістю в роті, розвивається млявість сонливість. Чітко виражене подразнюючу дію на слизові оболонки: неприємні відчуття в носі, в горлі, кашель, почервоніння повік, сльозотеча, різь в очах. Температура тіла і артеріальний тиск нормальні або знижені, пульс може бути уповільнений. Тони серця приглушені. Цей стан має швидко оборотний характер і повністю проходить через 2 - 4 дні без будь-яких наслідків. Але при отруєнні середньої тяжкості вегетативні та психіатричні синдроми носять більш виражений і тривалий характер.

Важка ступінь отруєння характеризується швидким розвитком головного болю, запамороченням, порушенням координації рухів, різким порушенням, швидко сменяющимся станом гноблення. Можуть розвинутися судоми. Пульс ниткоподібний, дихання поверхневе, рідке. Сухожильні рефлекси пригнічені або відсутні, брадикардія, частіше - різка гіпотонія. Температура тіла підвищена. Після перенесених важких форм отруєння розвивається енцефалопатія.

Найбільша небезпека для здоров'я виникає при вдиханні високих концентрацій (5000 - 10000 мг / м 3) парів виражені симптоми отруєння проявляються вже через кілька хвилин. Швидко виникають головний біль, запаморочення, нестійка хода, збудження, делірій, який швидко змінюється станом гноблення. Температура тіла підвищена до 40 о С. Можливий розвиток токсичного геморагічного менігоенцефаліта, хімічного пневмоніту [57].

ПМП при отруєнні парами нафти:

1. Видалення потерпілого із зони насиченій парами. Дегазація шкірних покривів і одягу потерпілого. При попаданні всередину - промивання шлунка через зонд (вводять 20 мл вазелінового масла або активоване вугілля).

При вдыхании паров или аспирации – оксигенотерапия, антибиотики, банки, горчичники. 2. При вдиханні парів або аспірації - оксигенотерапія, антибіотики, банки, гірчичники.

3. При серцевій недостатності: камфори 20% - 2 мл підшкірно, кордіамін 25% - 2 мл підшкірно, внуртімишечно; кофеїн 10% - 2 мл підшкірно; корглікон 0,06% - 1 мл або строфанін 0,05% - 0,05 мл внутрішньовенно на глюкозі 40% - 30-50 мл., при болях - промедол 1% - 1 мл підшкірно. При порушенні дихання в коматозному стані - штучне апаратне дихання, кисень [56].

7.4 Перша медична допомога при термічних травмах

При пожежі протоки нафти можливе отримання наступних термічних травм: опіки, перегрів.

При високій температурі навколишнього повітря основна роль в збереженні постійної температури тіла належить шкірі. Коли температура навколишнього повітря досягає температури тіла людини, тепловіддача здійснюється переважно за рахунок потовиділення (випаровування 1 літра води веде до втрати тепла рівною 580 кал.). Тому при підвищеній вологості і високій температурі повітря, коли випаровування поту утруднено, виникає перегрівання організму [10].

У залежності від ступеня тяжкості ураження розрізняють легкі, середні і тяжкі форми перегрівання.

При легкому ступені розвиваються: загальна слабкість, нездужання, спрага, шум у вухах, сухість у роті, запаморочення. Може бути нудота і блювота.

При середньому ступені важкості до вище перерахованих симптомів приєднуються: підвищення температури тіла (до 39-40 ° С), загальмованість або короткочасна втрата свідомості. Шкірні покриви вологі, тонус м'язів знижений.

Важка ступінь перегрівання протікає у вигляді так званого теплового удару, що є проявом декомпенсації в системі терморегуляції організму. Як правило, йому передують різного роду психічні порушення у вигляді галюцинацій, марення переслідування, психомоторного збудження і ін Свідомість відсутня (теплова кома), температура тіла досягає 40-42 ° С. Шкірні покриви і видимі слизові оболонки сухі. Зіниці розширені, реакція їх на світло млява або відсутній. Пульс 140-160 ударів за хвилину і більше. Дихання нерідко патологічне, часте, поверхневе, переривчасте.

При легкого та середнього ступеня перегрівання проводять заходи, спрямовані на якнайшвидше охолодження організму. Постраждалого поміщають в прохолодне приміщення (тінь від будівель, дерев і т. д.), звільняють від стискує одягу, укладають з піднятою головою. На голову і тулуб накладають міхури з льодом, роблять вологе обгортання. Одночасно хворому призначають рясне пиття, створюють спокій.

При важкому ступені перегрівання, крім зазначених заходів підшкірно вводять 2-4 мл 20% розчину камфори, 2 мл розчину кордіаміну, здійснюють інгаляції кисню. При порушенні дихання - внутрішньом'язово вводять 0,5 - 1 мл 1% розчину лобеліну. За показаннями проводять штучну вентиляцію легенів. Евакуація у важких випадках повинна здійснюватися лежачи на носилках [10].

Термічні опіки класифікують:

- За площею поразок (у відсотках до поверхні тіла, прийнятої за 100%);

- По глибині ураження (I, II, ША, ШБ і IV ступінь):

I ступінь - гіперемія і набряк шкіри;

II ступінь - гіперемія і набряк шкіри з відшаруванням епідермісу і утворенням пухирів, наповнених прозорою рідиною;

ША ступінь - епідерміс відсутня, м'які покривні тканини набряклі, напружені, поверхня їх белесовато-сірого забарвлення, судинний малюнок відсутня, больова і тактильна чутливість знижені;

ШБ ступінь - некроз шкірних покривів, що мають вигляд щільних сухих буро-коричневих струпов. Струп не береться в складку, спаяний з підлеглими тканинами. Больова і тактильна чутливість відсутні;

IV ступінь - некроз шкіри і глубжележащих тканин (підшкірна клітковина, фасції, сухожилля, м'язи, кістки);

- За періодами перебігу опікової хвороби (опіковий шок, гостра опікова токсемія, септико, реконвалесценція).

Опік в більшості випадків виникає внаслідок впливу на шкірні покриви високої температури.

Надання першої медичної допомоги при термічних опіках здійснюють згідно зі схемою, представленої на малюнку 7.2 [10].

Опіковий шок - це патологічний процес, в основі якого лежить велике термічне ураження шкіри, що виникає відразу після отримання травм і призводить до тяжких розладів центральної і периферичної гемодинаміки з переважним порушенням мікроциркуляції і обмінних процесів в організмі потерпілого. Для попередження шокогенного процесу необхідно знеболювання.

При обмеженому опіку

При великих опіках

Малюнок 7.2 - Порядок надання першої медичної допомоги при термічних опіках

7.5 Отруєння продуктами згоряння нафти

Отруєння - захворювання, що розвиваються при попаданні в організм людини хімічних речовин в токсичного дозі, здатної викликати порушення життєво важливих функцій і створити небезпеку для життя.

При розгерметизації МНП і протоки нафти, отруєння можуть так само виникнути внаслідок вдихання чадного газу при виникненні пожежі.

Симптоми отруєння чадним газом при згорянні пари нафти наведені на малюнку 7.3.

Малюнок 7.3 - Симптоми отруєння чадним газом при горінні пари нафти

Невідкладна медична допомога при отруєнні чадним газом - безперервна інгаляція кисню протягом 2-3 годин. При ураженні верхніх дихальних шляхів - санація. Профілактика легеневих: антибіотики, гепарин (до 25000 ОД на добу внутрішньом'язово). При вираженої дихальної недостатності - штучне апаратне дихання, еуфілін - 10 мл 2,4% розчину внутрішньовенно, аскорбінова кислота - 10-20 мл 5% розчину з 5% розчином глюкози - 500 мл. Вітамінотерапія [7].

7.6 Надання першої невідкладної допомоги при переломах і різних видах травм (голови, грудей, живота)

Основний принцип надання першої медичної допомоги - звільнити від дії вражаючого фактора.

При черепно-мозкових травмах необхідно оберігати голову від різких змін положення, якнайшвидша евакуація, введення наркотичних засобів заборонено.

При травмах живота не бажано давати знеболюючі, при випадання нутрощів необхідно їх загорнути в чистий бинт і прибинтувати до тіла. Не можна засовувати нутрощі назад.

При травмах грудей накласти оклюзійну пов'язку, прибинтувати на виході, знеболити, евакуювати в напівсидячому положенні.

При травмах опорно - рухового апарату основним принципом надання ПМП є іммобілізація транспортна і лікувальна травмованої кінцівки і знеболювання.

Абсолютні ознаки перелому при діагностиці:

наявність кісткових уламків в рані або патологічна рухливість (протягом діафіза);

порушення цілісності кістки, що визначається рентгенологічним обстеженні;

кісткова крепітація;

вкорочення або деформація кінцівки.

Відносні ознаки перелому при діагностиці:

припухлість і крововилив у зоні травми;

відчуття болю при навантаженні осі кінцівки;

порушення функцій;

характерна локалізація вхідних і вихідних отворів.

Пошкодження суглоба визначається за порушення форми суглоба, що викликається скупченням крові; по болі в суглобі; щодо обмеження рухів або патологічної активності.

При роз'єднанні суглобових кінців двох кісток утворюється вивих [56].

Часто механічні травми супроводжуються різними видами кровотеч.

Кровотеча - вилив (витікання) крові з кровоносних судин при порушенні цілісності їх стінок.

Сильне артеріальна кровотеча з судин верхніх і нижніх кінцівок зупиняють в два етапи: притискають артерію вище місця пошкодження кістки, щоб припинити надходження крові до місця поранення, а потім накладають стандартний або імпровізований джгут.

При поверхневих пораненнях верхніх або нижніх кінцівок одним з можливих способів зупинки венозного кровотечі є додання піднесеного положення кінцівки.

При внутрішній кровотечі виконуються наступні рекомендації:

притиснути область кровотечі;

підняти травмовану кінцівку;

використовувати холод (прикладають на 15 хв щогодини);

оглянути потерпілого з метою виявлення у нього травм внутрішніх органів.

Також ще одним простим і надійним способом зупинки кровотечі, зменшення болю і створення спокою пошкодженої частини тіла є накладення пов'язки, що давить [56].

При відкритих травмах постраждалим необхідно провести протиправцеву вакцинацію.

7.7 Психологічна стійкість. Психологічна допомога особам, які беруть участь у ліквідації надзвичайної ситуації

Обов'язковою виглядом підготовки рятувальника є психологічна підготовка, яка включає:

- Загальну (вироблення громадянської свідомості, готовності до самопожертви);

- Спеціальну (вироблення високої професійної активності та психологічної стійкості до соціальних і фізіологічним вражаючих факторів НС);

- Цільову (формування активного, бойового психологічного стану, вироблення чіткої внутрішньої установки на конкретні дії).

Небезпеки, які супроводжують НС, є також і стресовими чинниками, які можуть заподіяти психічний шкоди не тільки рятувальникові, але й населенню, що опинилося в зоні НС.

Тому після і під час проведення АСДНР необхідно надавати психологічну допомогу нужденним.

Психологічна допомога здійснюється з метою:

- Надання можливості людині висловити свої переживання;

- Надання постраждалим повної інформації про НС;

- Підтримки і навіювання людині впевненості в собі;

- Спонукання до швидкого повернення до нормальної діяльності.

При наданні постраждалим психологічної допомоги керуються такими принципами:

- Невідкладність;

- Наближеність до зони НС;

- Очікуваність відновлення;

- Єдність психотерапевтичного впливу;

- Простота психотерапевтичного впливу;

- Пріемственность психологічного супроводу [56].

Відновлення психологічних потенцій людини здійснюється шляхом проведення дебрифінгу, який полягає у проведенні психологом (або командиром) особливим чином організованого обговорення.

Завдання дебрифінгу:

- Опрацьовується реакція, почуття;

- Пізнання на основі мислення пережитого досвіду;

- Зменшення індивідуального або групового напруження;

- Зменшення відчуття унікальності і хворобливості спогадів;

- Мобілізація зовнішніх і внутрішніх групових ресурсів і посилення групової підтримки;

- Підготовка до переживання хворобливих спогадів;

- Визначення засобів подальшої допомоги у разі необхідності [56].

Для профілактики психологічних травм проводиться групова з провідним (10-12 чоловік) релаксація (фізичне і психологічне розслаблення під спокійну музику, заспокійливі запахи).

7.8 Розрахунок необхідної кількості медичного персоналу

Потрібне кількість медичного персоналу в розглянутій НС визначається виходячи з числа особового складу формувань, які ліквідують НС, так як вражаючі фактори на яке проживає поблизу населення не діють, а безпосередньо діють на ліквідаторів НС.

Кількість загонів ПМП, чисельність лікарів і середнього медичного персоналу, загальна чисельність особового складу для загонів ПМП визначаються за формулами (7.1-7.3) відповідно до норм медичного забезпечення, наведеними в додатку К в таблиці К1.

Кількість загонів ПМП (n ПМП):

n ПМП = N сп / 100, (7.1)

сп - численность санитарных потерь, чел. де N сп - чисельність санітарних втрат, чол.

Чисельність лікарів (N вр ) Визначається наступним чином:

N вр = 8 ∙ n ПМП, (7.2)

Кількість середнього медичного персоналу загонів ПМП:

N см = 38 ∙ n ПМП, (7.3)

Так як в даній НС у ліквідації НС бере участь 130 чоловік, то кількість загонів ПМП залучаються для надання одно: n ПМП = 130 / 100 = 2 од., В т.ч. лікарів - N вр = 8 ∙ 2 = 16 та середнього медичного персоналу-N см = 38 ∙ 2 = 76чел.

Загальна чисельність особового складу загонів ПМП - 16 + 76 = 92 чол [7].

Так як, постраждалих серед населення і формувань немає, то на місце НС прибуде одна машина швидкої допомоги з с.Ігліно для надання ПМП у разі потреби.

Крім медичного забезпечення для успішного проведення робіт з ліквідації НС необхідно організувати матеріально-технічне забезпечення.

8. Матеріально-технічне забезпечення аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації надзвичайної ситуації з розливом нафти

В умовах надзвичайних ситуацій ефективність проведення АСДНР залежить від організації забезпечення їх ведення.

Метою даного розділу є розгляд структури і завдань служби матеріально-технічного забезпечення залучуваних формувань, сил і засобів, особливості матеріально-технічного забезпечення при ліквідації НС, викликаної аварією з розливом нафти.

Основними напрямками матеріально-технічного забезпечення є:

- Створення надзвичайних резервних запасів матеріально-технічних засобів, необхідних для забезпечення плану дій підприємства, установи, організації щодо попередження та ліквідації НС;

технического обеспечения; - Розробка і своєчасне коректування планів матеріально - технічного забезпечення;

- Удосконалення способів зберігання, захисту продовольства, медичного майна та інших матеріально-технічних засобів, та їх своєчасне освіження;

- Створення, підготовка, підтримання високої готовності сил і засобів матеріально-технічного забезпечення до дій у НС;

- Організація навчання працівників матеріально-технічних служб до дій у надзвичайних ситуаціях;

- Вдосконалення та розширення в заміській зоні матеріально-технічної бази торгівлі, громадського харчування та матеріально-технічного постачання [45].

У розділі використовуються дані, отримані в результаті розрахунків, виконаних в розділі "Планування аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі", а так само дані теоретичного обгрунтування роботи, виконаного в розділі 1.

Так як в даній НС постраждалих серед населення немає, то першочергове життєзабезпечення організовуватися не буде.

В умовах НС, пов'язаної з ліквідацією розливу нафти, є особливості, які враховуються при організації матеріально - технічного забезпечення.

8.1 Особливості організації МТО при ліквідації НС з розливом нафти на МНП УБКУА

АСДНР при ліквідації НС на МНП проводиться в умовах вражаючої впливу на людину продуктів згоряння пари нафти та теплового випромінювання пожежі, отже, необхідне забезпечення учасників ліквідації НС засобами індивідуального захисту. Крім того, організовуються місця відпочинку та прийому їжі на території, в межах якої відсутні вражаючі фактори НС [45, 63].

8.2 Вихідні дані для визначення обсягів матеріально - технічного забезпечення формувань РСЧС

Для визначення потрібних обсягів матеріально - технічного забезпечення формувань РСЧС в якості вихідних, використовуються дані, отримані в розділі "Планування аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт при ліквідації НС, викликаної аварією на магістральному нафтопроводі", а саме:

- В ході АСДНР задіяно 130 чоловік і 38 одиниць техніки, без урахування автомашин ДІБДР;

- Метеообстановка: рухливість повітря дорівнює 3 м / с, температура повітря 10 ° С, вологість повітря 65%;

- Розвиток і стан дорожньої мережі в зоні НС - оцінюється як добре (див. розділ 4, пункт 4.2)

- У д.Мінзітарово функціонує центральне водопостачання. Вода з місцевої водопровідної системи повністю підходить як для питних, так і для технічних потреб (див. розділ 4, пункт 4.3). Для гасіння пожежі використовується вода з річки Лобовка, що протікає в 350 метрах від місця НС [63].

8.3 Визначення сил і засобів, що залучаються для робіт у зоні НС

Для робіт у зоні лиха залучаються 130 чоловік і 38 одиниць техніки (у тому числі автомобільної), зайнятих безпосередньо у ліквідації НС (див. розділ 4, пункт 4.7.3).

Райони розташування формувань, висунутих до зони НС, зазначені в розділі 4, пункті 4.4.

Таблиця 8.1 - Зведена таблиця сил і засобів, задіяних у ліквідації НС

Вид робіт

Обсяг робіт

Сили, чол

Кошти (од. техніки)

Гасіння пожежі

5024 м 2

42

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-433104) (6)

АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253) (4)

Спорудження ремонтного котловану

48 м 3

2

Екскаватор ЕО-2621 (1)

Зрізання забрудненого шару грунту

1005 м 3

4

Бульдозер ДЗ-110 на базі трактора Т-170 (2)

Навантаження й розвантаження грунту

2010 м 3

8

Екскаватор ЕО-33211 (4)

Вивезення та завезення грунту

2010 м 3

42

Автосамоскиди КрАЗ-256Б1 (21)

Доставка ЛЗ до місця НС


3

Нзас 4951 4320 (2)

Нзас 4947 У-37 (1)

Організація зв'язку


2

УАЗ-31512 (1)

Закриття засувок працівниками ЛЕС


4

УАЗ-31512 (2)

Інженерно-технічні роботи


10


Охорона громадського порядку

1000 чол.

11


Надання медичної допомоги


3

УАЗ-452 (1)

Підвіз продуктів і предметів першої необхідності


1

УАЗ-452 (1)

Приготування їжі


1


Разом


130

59

Таким чином, для ліквідації НС залучаються 130 чоловік і 59 одиниць техніки.

8.4 Розташування баз, складів забезпечення ПММ, продуктами харчування і предметами першої необхідності

Спецтехніка, яка виробляє земляні роботи, автосамоскиди забезпечується ПММ зі складу ЛВДС "Черкаси", розташованої в 35 км від місця НС (див додаток Д) [63].

Забезпечення ПММ автомобілів загонів ГИБДД проводиться в загальному порядку (за рахунок ГИБДД).

Запаси продовольства поставляють на точку харчування, а саме в будівлю школи в д.Мінзітарово, з продовольчих магазинів м. Уфи. Для перевезення продовольчих товарів використовується автомобіль УАЗ-452.

Предмети першої необхідності завозяться з господарських відділів магазинів м. Уфи.

8.5 Потреба формувань РСЧС в різних видах життє-і матеріально-технічного забезпечення

Потреби формувань РСЧС в різних видах матеріально-технічного забезпечення:

- Вода;

- Їжа;

- Предмети першої необхідності (одяг, миючі засоби тощо);

- Комунально-побутові послуги;

- Техніка, матеріали, запасні частини, обладнання тощо, необхідних для ліквідації надзвичайної ситуації;

- Оперативне інформування;

- Паливно-мастильні матеріали для техніки бере участь у ліквідації надзвичайної ситуації;

- Кошти техобслуговування;

- Поточний ремонт.

8.6 Забезпечення особового складу водою

Питання забезпечення водою є найбільш важливими, тому в ході проведення інженерної розвідки і оцінки обстановки в першу чергу визначається місцезнаходження вододжерел. Слід розрізняти вододжерела питної води і для технічних потреб. Основними параметрами вибору є: місцезнаходження вододжерела і легкодоступність.

Забезпечення особового складу формувань РСЧС водою здійснюється у відповідності з керівним документом - ГОСТ 22.3.006-87 "Норми водопостачання населення" [11, 12, 70].

8.6.1 Визначення необхідної кількості води для ліквідації НС

В умовах даної НС вода потрібно для організації подачі піни для гасіння пожежа. Для цієї мети використовується вода з річки Лобовка, що протікає в 350 метрах від місця НС [12].

Так само проводиться перекриття автодороги Ігліно-Павлівка в безпосередній близькості від місця НС, для захисту пожежних рукавів.

Для гасіння легко займистою рідини доцільно застосувати спосіб ізоляції шаром піни середньої кратності. Так як на 1 літр піноутворювача припадає 24 л води, то витрата води складе:

24=5702400л = 5702,4 м 3 . d п = 237600 * 24 = 5702400л = 5702,4 м 3.

8.6.2 Визначення необхідної кількості води для забезпечення потреб особового складу формувань

Мінімальна фізіолого-гігієнічна норма забезпечення рятувальників питною водою при дефіциті води в зоні НС становить 31 л / чол на добу, з них для пиття 4,5 л / чол на добу (ГОСТ 22.3.006-87В).

Для 42 чоловік пожежних потрібно (з розрахунку, що пожежа ліквідована протягом 3 годин):

воды. D води. *N л.с,сднр . * K воды * K нагрузк. (8.1) рятувал. = t * N к.с, СДНР. * K води * K навантаження. (8.1)

воды. де D води. рятувал. - розрахунковий потрібну кількість води для рятувальників, л;

- время ликвидации чрезвычайной ситуации, сут; t - час ліквідації надзвичайної ситуації, діб;

N к.с, СДНР. - Загальна чисельність особового складу формувань для проведення АСДНР;

воды - норма обеспечения одного спасателя водой для питья в течение 1 суток, л./сут; K води - норма забезпечення одного рятувальника водою для пиття протягом 1 доби, л. / добу;

нагрузк -коэффициент тяжести работ. K навантаження-коефіцієнт тяжкості робіт.

Рятувальні роботи відносяться до категорії: важкі - їм відповідає коефіцієнт рівний 1,75.

воды. D води. рятувал = 0,125 * 42 * 4,5 * 1,75 = 42 л - для пожежників.

Для аварійної бригади ЛВДС "Черкаси", 88 осіб, буде потрібно води (з розрахунку, що роботи ведуться 8 годин):

воды. D води. *N л.с,сднр . * K воды * K нагрузк =0,333*88*2,5*1,75=128,2 л – для питья. рятувал. = t * N к.с, СДНР. * K води * K навантаження = 0,333 * 88 * 2,5 * 1,75 = 128,2 л - для пиття.

Для інших потреб (31-2,5) ∙ 88 = 2508 л.

Всього питної води буде потрібно 42 + 128,2 = 170,2 л.

Таким чином, ЛЗ буде потрібно 2508 +170,2 = 2678,2 л води всього.

Особовий склад забезпечується водою на місці проведення робіт - у селі Мінзітарово, тому що там є водопровідна мережа, вода з якої придатна як для пиття, так і для задоволення особистих потреб.

8.7 Забезпечення особового складу формувань РСЧС продуктами харчування

Забезпечення особового складу формувань РСЧС проводиться відповідно до норм енергетичних потреб в харчових речовинах і енергії для різних груп населення Російської Федерації [35].

8.7.1 Визначення потреби в продуктах харчування особового складу формувань

Весь особовий склад, який бере участь у ліквідації аварії, виконує роботу легкого ступеня тяжкості (роботи, що проводяться сидячи, стоячи або пов'язані з ходьбою і супроводжуються деяким фізичним зусиллям) і середнього ступеня тяжкості (роботи, пов'язані з постійною ходьбою, переміщенням важких масою до 10 кг і супроводжуються помірним фізичним зусиллям). Основні продукти харчування, для приготування гарячої їжі і складові добовий раціон особового складу формувань, які виконують роботу середнього або легкого ступеня тяжкості, наведені в таблиці 8.2 [35].

Таблиця 8.2 - Необхідна кількість продуктів харчування для забезпечення особового складу формувань, які виконують роботу середнього і легкого ступеня тяжкості

п / п

Найменування продукту

Норма, г / чол на добу

Число осіб

Час на добу.

Всього, кг

1

Хліб із суміші житнього та пшоно борошна 1 сорту

400

88

0,33

11,6

2

Хліб білий із пшеничного борошна 1 сорту

400

88

0,33

11,6

3

Борошно пшеничне 2 сорту

24

88

0,33

0,7

4

Крупа різна

80

88

0,33

2,3

5

Макаронні вироби

30

88

0,33

0,9

6

Молоко і молокопродукти

300

88

0,33

8,7

7

М'ясо та м'ясопродукти

80

88

0,33

2,3

8

Риба і рибопродукти

40

88

0,33

1,15

9

Жири

40

88

0,33

1,15

10

Цукор

60

88

0,33

1,8

11

Картопля

400

88

0,33

11,6

12

Овочі

150

88

0,33

4,35

13

Сіль

25

88

0,33

0,72

14

Чай

1,5

88

0,33

0,043

Особовий склад забезпечується харчуванням у будівлі школи д. Мінзітарово, розташованої в 600 метрах від місця НС, куди формування після робочої зміни відправляються пішки. Після прийому їжі особовий склад направляється в місця дислокації [35].

8.8 Забезпечення предметами першої необхідності

Забезпечення предметами першої необхідності здійснюється відповідно до норм забезпечення населення засобами першої необхідності наведеними в таблиці К2 у додатку К.

8.8.1 Забезпечення предметами першої необхідності особового складу формувань РСЧС

У забезпеченні рятувальників комплектами одягу немає необхідності, тому що вони приїжджають на місце аварії повністю екіпірованими.

У забезпеченні особового складу предметами, призначеними для прийняття їжі (ложки, тарілки тощо) також немає необхідності, тому що вони є в шкільній їдальні в достатній кількості.

Роботи ведуться у дві зміни по 4 години і після зміни рятувальники вирушають додому для подальшого відпочинку.

Таким чином, із предметів першої необхідності враховується тільки мило і миючі засоби, які доставляються на місце НС з господарських магазинів м. Уфи на УАЗ-452.

Розрахунок предметів першої необхідності наведено в таблиці 8.3.

Таблиця 8.3 - Розрахунок необхідної кількості засобів першої необхідності для особистого складу формувань

пп

Найменування

предметів

Норма,

г / чол. на місяць

Кількість осіб

Всього , г

1

Мило

200

88

195

2

Миючі засоби

500


484

Крім того, особовий склад необхідно забезпечувати і комунально-побутовими послугами [63].

8.9 Забезпечення особового складу житлом та комунально-побутовими послугами

Особовий склад, який бере участь в АСДНР розміщується в будівлі школи в д.Мінзітарово, і так як роботи ведуться у дві зміни по 4 години, то потреби у забезпеченні комунально-побутовими послугами обмежуються потребами в умивальниках, туалетах і лазнях. Потреби формувань в коштах для забезпечення комунально-побутових послуг (душових, умивальників, туалетах) визначаються відповідно до норм для умов НС (Додаток К таблиця К3). Розрахунок необхідної кількості комунально-побутових послуг наведений у таблиці 8.4.

Таблиця 8.4 - Розрахунок необхідної кількості комунально-побутових послуг для формувань, які беруть участь у ліквідації НС

№ №

пп

Види забезпечення

(Послуг)

Норма

Кількість на 88 чол рятувальників

за 8 годин

1

Умивальниками

10-15 чол. / 1 кран

6 шт

2

Туалетами

30-40 чол. / 1 очко

3 шт

3

Лазнями та душовими установками

0,007 місць / чол.

1 лазня

У будівлі школи є в достатній кількості умивальники, туалети. Так само в селі Мінзітарово є громадська лазня, де особовий склад помиється і відправиться в місця дислокації.

8.10 Забезпечення паливом і мастильними матеріалами техніки, що бере участь в ліквідації НС

Для безперервного і безперебійного проведення АСДНР в зоні НС, необхідно забезпечити техніку паливно-мастильними матеріалами. Техніку, залучену для аварійно-відновлювальних робіт при НС на МНП, постачає ПММ рухлива АЗС. В ГУ МНС Росії по РБ діють норми витрати пального, масел, мастил і спеціальних рідин, встановлені при експлуатації, ремонті озброєння і наземної військової техніки армії і флоту [59]. Техніка загального призначення користується нормами витрати палив і ПММ, встановленими Департаментом автотранспорту Мінтрансу РФ від 18.02.97 Р 3112194-0366-97 [34].

8.10.1 Розрахунок нормативних витрат палива для пожежних автоцистерн

Для пожежних машин і автоцистерн нормативні витрати палива розраховуються за формулою:

н = (0,01 ∙ H sc ∙ S + H т ∙ T )∙(1+0.01 ∙ D ), л (8.2) Q н = (0,01 ∙ H sc ∙ S + H т ∙ T) ∙ (1 +0.01 ∙ D), л (8.2)

де Hsc - Індивідуальна норма витрати палива на пробіг, л/100 км;

– пробег спецавтомобиля к месту работы и обратно, км; S - пробіг спецавтомобіля до місця роботи і назад, км;

т – норма расхода топлива на работу спецоборудования, л/ час; H т - норма витрати палива на роботу спецобладнання, л / год;

– время работы оборудования , ч или кол-во выполненных операций; T - час роботи обладнання, год або кол-во виконаних операцій;

D - сумарна відносна надбавка або зниження до норми, відсоток [59].

Розрахунок нормативних витрат палива для пожежних автоцистерн АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253) і АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ-433104) наведено в таблиці 8.5.

Таблиця 8.5 - Нормативні витрати палива для пожежних автоцистерн

Марка

автомобіля

, N,

шт.

, S,

км

, H sc,

л/100 км

вид

палива

Н , Q Н,

л

Разом палива, л

АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253)

4

10

40

Д

49

196

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ - 433 104)

4

28

40

Д

56,2

224,8

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ - 433 104)

2

35

40

Д

59

118

8.10.2 Розрахунок нормативної витрати пального для легкових автомобілів і автобусів

Для легкових автомобілів нормоване значення витрати палива розраховуються за наступним співвідношенням [34]:

н = 0,01 *Hs*S* (1 + 0,01 * D ), (8.3) Q н = 0,01 * Hs * S * (1 + 0,01 * D), (8.3)

де Qн - нормативна витрата палива, літри;

Н S -Базова лінійна норма витрати палива на пробіг автомобіля, л/100 км;

S - пробіг автомобіля, км;

D - поправочний коефіцієнт (сумарна відносна надбавка або зниження) до норми в відсотках, 5%.

Для автобусів нормоване значення витрати палива встановлюється аналогічно легковим автомобілям.

Результати розрахунку нормативних витрат палива для легкових автомобілів і автобусів наведені в таблиці 8.6.

Таблиця 8.6 - Нормативні витрати палива для легкових автомобілів і автобусів

Марка

автомобіля

, N,

шт.

, S,

км

, H sc,

л/100 км

вид

палива

Н , Q Н,

л

Разом палива, л

УАЗ-31512

3

70

18

Б

13,2

39,6

Нзас 4951 4320

2

70

34

Д

25

50

Нзас У-37

1

70

30

Д

22

22

Розрахунок проводився з урахуванням подвоєних відстаней, так як паливо необхідно як для прибуття до місця НС, так і для повернення до місць дислокації.

8.10.3 Розрахунок нормативних витрат палива для бортових вантажних автомобілів

Для бортових вантажних автомобілів або автопоїздів нормоване значення витрати палива визначається за наступним співвідношенням [34]:

н = 0,01*( Н san*S + Н w*W)*(1 + 0,01*D), (8.4) Q н = 0,01 * (Н san * S + Н w * W) * (1 + 0,01 * D), (8.4)

де Qн - нормативна витрата палива, літри або куб. метри;

S - пробіг автомобіля або автопоїзда, км;

Нsan - норма витрати палива на пробіг автопоїзда:

Нsan = Нs + Нg ∙ Gпр, л/100 км або куб. м/100 км (де Нs - базова норма витрати палива на пробіг автомобіля, л/100 км або куб. м/100 км;

Нg - норма витрати палива на додаткову масу причепа або напівпричепа, л/100 т. км або куб. м/100 т. км;

Gпр - власна маса причепа або напівпричепа, т);

Нw - лінійна норма витрати палива на транспортну роботу, л/100 т. км або куб. м/100 т. км;

W - обсяг транспортної роботи, т. км:

W = Gгр * Sгр,

(Де Gгр - маса вантажу; Sгр - пробіг з вантажем);

D - поправочний коефіцієнт (сумарна відносна надбавка або зниження) до норми в відсотках, 5%.

При роботі бортових автомобілів з ​​причепами та сідельних тягачів з напівпричепами норма витрати палива на пробіг (л/100 км або куб.м/100 км) автопоїзда збільшується на кожну тонну власної маси причепів і напівпричепів в залежності від виду палива на наступних розмірах: бензину - 2л; дизельного палива - 1,3 л.

Розрахунок витрат палива для бортових вантажних автомобілів наведено в таблиці 8.7.

Таблиця 8.7 - Нормативні витрати палива для бортових вантажних автомобілів

Марка

автомобіля

, N,

шт

, S,

км

, H W,

л/100т км

, Hs,

л/100км

Вид палива

Н, л Q Н, л

Разом палива, л

УАЗ-452

1

70

2

16

Б

15

15

УАЗ-452

1

20

2

16

Б

15

6

8.10.4 Розрахунок нормативних витрат палива для самоскидів

Для автомобілів-самоскидів і самоскидних автопоїздів нормоване значення витрати палива визначається за наступним співвідношенням [34]:

н = 0,01* Н sanc*S*(1 + 0,01*D) + Н z*Z, (8.5) Q н = 0,01 * Н sanc * S * (1 + 0,01 * D) + Н z * Z, (8.5)

де Нsanc - норма витрати палива самосвального автопоїзда:

Нsanc = Нs + Нw ∙ (Gпр + 0,5 ∙ q), л/100 км

(Де Нw - норма витрати палива на транспортну роботу і на додаткову масу причепа або напівпричепа, л/100 т. км або куб. М/100 т. км;

Gпр - власна маса причепа, напівпричепа, т;

q - вантажопідйомність причепа, т;

Нs - базова норма витрати палива автомобіля-самоскида з урахуванням транспортної роботи, л/100 км);

S - пробіг автомобіля або автопоїзда, км;

Нz - додаткова норма витрати палива на кожну їздку з вантажем автомобіля-самоскида, л;

Z - кількість поїздок з вантажем за зміну;

D - поправочний коефіцієнт (сумарна відносна надбавка або зниження) до норми в відсотках, 5%.

Розрахунок витрат палива для самоскидів наведено в табл. 8.8.

Таблиця 8.8 - Нормативні витрати палива для самоскидів

Марка

автомобіля

, N,

шт

, S,

км

, H W,

л/100т км

, Hs,

л/100км

Вид палива

Н, Q Н,

л

Разом палива, л

КрАЗ-256Б1

21

90

1,3

31

Д

53

1113

8.10.5 Розрахунок витрати палива для рятувальної техніки

Нормативні витрати палива для спецавтомобілів, які виконують основну роботу в період стоянки визначається наступним чином [34]:

н = (0,01*Hsc*S + Нт * Т )∙(1 + 0,01*D), (8.6) Q н = (0,01 * Hsc * S + Нт * Т) ∙ (1 + 0,01 * D), (8.6)

де Hsc-індивідуальна норма витрати палива на пробіг спецавтомобіля, л/100 км (спецавтомобіль призначений також для перевезення вантажу, індивідуальна норма розраховується з урахуванням виконання транспортної роботи: Hsc '= Hsc + Hw * W);

S - пробіг спецавтомобіля до місця роботи і назад, км;

Нт - норма витрати палива на роботу спеціального обладнання, л / годину або літри на виконувану операцію (заповнення цистерни тощо);

Т - час роботи обладнання, год або кількість виконаних операцій;

D - сумарна відносна надбавка або зниження до норми, у відсотках (при роботі устаткування застосовуються тільки надбавки на роботу в зимовий час і в гірських місцевостях) [34].

Розрахунок витрат палива для екскаваторів наведено в табл. 8.9.

Таблиця 8.9 - Нормативні витрати палива для екскаваторів

Марка

автомобіля

, N,

шт

, S,

км

Вид палива

Hsc, л/100 км

Нт,

л / год

Н, Q Н,

л

Разом палива, л

ЕО-2621

1

70

Д

30

6

57

57

ЕО -33211

4

70

Д

35

8

72,5

290

8.10.6 Визначення потреби в паливі тракторної техніки

Для бульдозерів на базі тракторів витрата палива визначається в залежності від тривалості роботи та потужності двигуна.

Потрібне кількість палива визначається за формулою [34]:

= T*H P *K , (8.7) Q H = T * H P * K, (8.7)

– нормируемое значение расхода топлива, л; де H p - нормоване значення витрати палива, л;

Т - загальний час роботи, год;

К - потужність двигуна, кВт.

Розрахунок витрат палива для тракторної техніки наведено в табл. 8.10.

Таблиця 8.10 - Нормативні витрати палива для тракторної техніки

Марка

автомобіля

, N,

шт

Час роботи, год

Потужність двигуна, кВт

Н р, кг

Вид палива

Н, Q Н,

кг

Разом палива, кг

Т-170

2

6

125

0,218

Д

163,5

327

8.10.7 Визначення нормативних витрат палива для рухомий АЗС

Визначення нормативних витрат палива для рухомий АЗС (АТЗ-3 ,8-130, на базі а / м ЗИЛ-130) проводиться за формулою 8.3 [34].

Q 33 * 70 = 23 литра бензина. = 0,01 * 33 * 70 = 23 літри бензину.

Місце розташування рухомий АЗС в зоні НС вказано на малюнку 4.1 в розділі 4. Всі отримані дані представлені у вигляді зведеної таблиці 8.11.

Таблиця 8.11 - Нормативні витрати палива техніки, що бере участь у АСДНР

Марка автомобіля

Кількість

Шлях, км

Вид палива

Разом палива

АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253)

4

10

Д

196

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ - 433 104)

4

28

Д

224,8

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ - 433 104)

2

35

Д

118

УАЗ-31512

3

70

Б

39,6

Нзас 4951 4320

2

70

Д

50

Нзас У-37

1

70

Д

22

УАЗ-452

2

90

Б

21

КрАЗ-256Б1

21

90

Д

1113

ЕО-2621

1

70

Д

57

ЕО -33211

4

70

Д

290

ДЗ-110 на базі трактора Т-170

2

-

Д

327

АТЗ-3 ,8-130, на базі а / м ЗИЛ-130

1

70

Б

23

Разом: бензину - 77,6 літрів, дизельного палива - 2398 літрів.

Запас палива, що зберігається на складі ЛВДС "Черкаси" (20520 л дизпалива і 25500 л бензину) достатній для техніки бере участь у АСДНР [34].

8.10.8 Визначення потреби в мастильних матеріалах

Норми витрат мастильних матеріалів встановлено на 100 л загальних витрат палива, розрахованого за нормами для даного автомобіля.

Норми витрати масел встановлені в літрах на 100 л витрати палива, норми витрат мастил відповідно в кг на 100 л витрати палива. Розрахунок необхідної кількості мастильних матеріалів проводиться на підставі [34].

З урахуванням нормативів, а також з урахуванням розрахованого витрати палива для автомобілів у попередньому розділі, результати по розрахунку витрат мастильних матеріалів зводиться в таблицю 8.12. Тимчасові норми витрат масел і мастил наведені в додатку К в таблиці К5.

Таблиця 8.12 - Витрати мастильних матеріалів

Марка техніки

К-сть

Витрата паливо-

ва, л

Кількість масла моторного

л

Трансмісійні Цінні та гід-кі масла, л

Спеціаль-

ні масла і рідини, л

Пластичні-ні

мастила,

кг

АЦ-5-40 (шасі КАМАЗ-43253)

4

196

2,2 / 4,3

0,3 / 0,59

0,1 / 0,2

0,2 / 0,4

АЦ-5-40 (шасі ЗІЛ - 433 104)

6

342,8

2,2 / 7,5

0,3 / 1,03

0,1 / 0,35

0,2 / 0,7

УАЗ-31512

3

39,6

2,2 / 0,9

0,2 / 0,08

0,05 / 0,02

0,2 / 0,08

Нзас 4951 4320

2

50

3,5 / 1,75

0,5 / 0,25

0,1 / 0,05

0,2 / 0,1

Нзас У-37

1

22

3,5 / 0,77

0,5 / 0,11

0,1 / 0,022

0,2 / 0,04

УАЗ-452

2

21

2,2 / 0,33

0,2 / 0,03

0,05 / 0,008

0,2 / 0,03

КрАЗ-256Б1

21

1113

4,5 / 50

0,5 / 5,6

1,0 / 11,13

0,2 / 2,2

ЕО-2621

1

57

1,7 / 0,97

0,2 / 0,11

0,1 / 0,06

0,2 / 0,12

ЕО -33211

4

290

4,25 / 12,3

0,5 / 1,45

0,25 / 0,725

0,5 / 1,45

ДЗ-110

2

327

4,3 / 14,1

0,5 / 1,6

0,2 / 0,7

0,4 / 1,3

АТЗ-3 ,8-130

1

23

2,2 / 0,5

0,3 / 0,07

0,1 / 0,02

0,2 / 0,05

Разом:

- моторного масла - 93,4 л;

- Трансмісійних і гідравлічних масел - 11 л;

- Спеціальних мастил і рідин - 13,3 л;

- пластичних мастил - 6,5 кг.

Всі потреби формувань РСЧС, задіяних для ліквідації НС на МНП УБКУА, наведені в додатку К в таблиці К4.

8.11 Технічне забезпечення при ліквідації НС

Основними завданнями технічного забезпечення є: проведення технічного обслуговування машин у встановлені строки та в повному обсязі; поточний ремонт і евакуація техніки, що вийшла з ладу під час виконання завдань [32].

Для технічного забезпечення дій сил залучаються їхні штатні сили та засоби.

При організації технічного забезпечення визначаються порядок постачання запасними частинами і ремонтними матеріалами, розміщення та порядок використання ремонтних майстерень, місця розгортання збірних пунктів пошкоджених машин і порядок евакуації на них пошкодженої техніки. У необхідних випадках проводиться підготовка машин до дій у складних умовах місцевості і клімату.

У ході проведення АСДНР Ткання ремонт техніки проводиться силами водіїв і рухомих ремонтних груп на місці ушкодження в обсязі, що забезпечує її використання для робіт. В першу чергу підлягає відновленню техніка, що вимагає найменшого обсягу ремонтних робіт.

Техніка, що не підлягає відновленню на місці ушкодження, доставляється на збірні пункти пошкоджених машин, які розгортаються поблизу шляхів підвезення і евакуації по можливості на території ремонтних підприємств.

Транспортне забезпечення має своєю метою вивезення евакуйованого населення, доставку сил РСЧС та їх робочих змін до місць робіт, вивіз із зони надзвичайної ситуації матеріальних цінностей шляхом залучення для перевезень автомобільного та інших видів транспорту організацій, розташованих на території відповідного суб'єкта Російської Федерації або муніципального освіти, використання табельних засобів сил РСЧС, евакуацію уражених у заміські лікарняні бази всіма видами транспорту, а також доставку матеріальних засобів, необхідних для проведення АСДНР. Підвіз перших і других змін першого ешелону до районів проведення АСДНР здійснюється, як правило, автомобільним транспортом, а наступних змін і ешелонів - при необхідності, залізничним і водним транспортом.

8.11.1 Визначення потреби в коштах техобслуговування

В даний час встановлено [32] табель оснащення управлінь механізації пересувними засобами техобслуговування машин за нормою на 100 машин з радіусом обслуговування до 20 км, шт.:

- Агрегати техобслуговування - 3;

- Рухливі майстерні - 2;

- Механізовані заправні агрегати - 3.

При визначенні потреби у пересувних засобах обслуговування в числі 100 машин враховуються тільки автомобілі вантажопідйомністю 15 т і більше.

При радіусах обслуговування до 50 км встановлене табелем число засобів техобслуговування збільшується в 1,3, а при більше 50 км - в 1,8 рази.

Таким чином, оскільки в ході АСДНР розглянутої НС радіус техобслуговування близько 35 км, то необхідну кількість коштів техобслуговування становить:

- Агрегати техобслуговування - 4;

- Рухливі майстерні - 3;

- Механізовані заправні агрегати - 4.

Для ремонту і евакуації техніки призначені формування технічного забезпечення, які складаються з рухомих ремонтно - відновлювальних груп (ПРВГ) по ремонту техніки та евакуаційних груп, створюваних на базі стаціонарних ремонтних підприємств. Ремонтне ланка постійно перебуває у формуванні і має завдання надавати технічну допомогу в усуненні несправностей машин.

ПРВГ надає допомогу водіям у проведенні ТО, проведення поточного ремонту техніки, в доставці на СППМ в тих випадках, коли ремонт пов'язаний із заміною складних деталей, цілого сайту або виробництвом зварювальних робіт.

Евакуаційна група виробляє витягування перекинутих, що застрягли і затонулих машин, визначає їх технічний стан та здійснює доставку до місць ремонту. Евакуаційна група працює в тісній взаємодії з ПРВГ, і, як правило, вони розміщуються спільно.

В даний час ПРВГ створюються на базі ремонтних підприємств трестів механізації будівельних робіт [32].

8.12 Визначення потреби в поточному ремонті

Для визначення кількості ремонтних органів і штатного числа ремонтників визначаються очікувані втрати в техніці (кількість несправних машин) і трудовитрати на їх ремонт.

Крім того, попередня оцінка можливої ​​кількості виходить з ладу техніки і її розміщення в смузі дій формувань РСЧС дозволяє намітити організацію евакуації і ремонту машин і порядок забезпечення запасними частинами та агрегатами ремонтних підрозділів. Прогнозована чисельність середньодобового виходу машин з ладу при веденні АСДНР становить 10% [32].

Приймається, що із загальної кількості машин, що вийшли з ладу, 50-60% потребує поточного ремонту, 20-25%-середнього і 10-15% капітального. Безповоротні втрати складуть 15-20%.

У зв'язку з тим, що період ліквідації становить 8 годин, спецтехніка при веденні АСДНР не виходить з ладу.

Машини списуються в тому випадку, якщо їх відновлення за допомогою капітального ремонту неможливо. До них відносяться:

- Згорілі або зруйновані машини;

- Машини, рами (корпуси) яких зруйновані або деформовані настільки, що відновлення їх або встановлення на них агрегатів (вузлів) неможливі;

- Машини, у яких зірвано або зруйновано більше 50% основних агрегатів причому установка на їх місце нових неможлива [32].

Таким чином, поставлена ​​в розділі мета виконана, розглянута структура і завдання служби матеріально-технічного забезпечення МНП, сил і засобів, особливості матеріально-технічного забезпечення при ліквідації НС пов'язаної з розливом нафти. Відповідно до обраної технологією проведення робіт зроблено добір комплексу та комплекту техніки для здійснення ефективного і безперервного виробництва АСДНР, проведено планування заходів для забезпечення потреб (у питній воді, харчових продуктах, предметах першої необхідності і т.д.) особового складу формувань РСЧС.

Успішна реалізація завдань, що стоять перед РСЧС, немислима без створення достатньої і надійної системи фінансового та матеріально-технічного забезпечення заходів і дій сил. Ліквідація будь-якій надзвичайній ситуації супроводжується матеріальними витратами, збитком, нанесеним цією надзвичайною ситуацією і іншими витратами. З метою мінімізації цих витрат необхідно здійснювати суворий контроль і підрахунок витрачених коштів. Значення, отримані в ході розрахунків даного розділу використовуються для вартісної оцінки економічного збитку, що характеризує масштаб НС та вплив небезпеки на людей, навколишнє середовище, матеріальні цінності.

9. Розрахунок економічного збитку в надзвичайній ситуації, викликаної аварією з розливом нафти

Виникнення НС на МНП, як правило, спричиняє завдання шкоди здоров'ю і життю людей, навколишньому природному середовищу (ОПВ), втрати матеріальних цінностей і витрати на проведення АСДНР. Наслідки НС мають вартісне вираження, що характеризує масштаб НС та вплив небезпеки на людей, навколишнє середовище, матеріальні цінності.

Еколого-економічні збитки ОПВ визначається фактичними економічними, екологічними і соціальними втратами, що виникають в результаті порушення природоохоронного законодавства, господарської діяльності людини, стихійних екологічних лих і катастроф.

Збиток проявляється у вигляді втрат природних, матеріальних, фінансових, трудових ресурсів, а також в погіршенні соціально-гігієнічних умов проживання населення і якісних змін економічного потенціалу країни [30].

Метою даного розділу дипломного проекту є оцінка збитку при виникненні НС у вартісному вираженні. Сумарний збиток від НС на МНП складається з елементів, представлених на схемі на малюнку 9.1.

Малюнок 9.1 - Схема визначення сумарного збитку від НС

Вихідними даними для розрахунку розділу є дані, отримані в розділах 2, 4 і 8.

Для досягнення мети необхідно зробити розрахунки відповідно до схеми на малюнку 9.1.

Так як в даній НС немає потерпілих, то розрахунок соціальної шкоди проводитися не буде [30].

9.1 Визначення величини екологічного збитку

Оцінка екологічного збитку здійснюється у відповідності з [62].

При НС на МНП "Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ" стався розлив нафти обсягом 250 м 3, при цьому забрудненої виявилася площа 5024 м 2. Обсяг випарувалася в атмосферу нафти склав 1881 кг, обсяг нафти, що вбралася в грунт дорівнює 121 м 3, кількість нафти, що вбралася в грунт, так само 104 т (див. пункти 2.4.2 - 2.4.5).

9.1.1 Визначення розміру компенсаційних виплат за забруднення земель

Відповідно до [62] збиток від забруднення земель нафтою визначається за формулою:

грэ( i )Вг , (9.1) У з = До П * К і * Н с * F гр * До е. (i) * К В * К р, (9.1)

де У з - Розмір плати за шкоду від забруднення земель нафтою або нафтопродуктами, руб.;

До П - коефіцієнт перерахунку в залежності від періоду часу з відновлення сільськогосподарських земель (визначається за табл.П.7.1. [62]), К П = 2,5;

К і - коефіцієнт індексації плати за забруднення навколишнього середовища у зв'язку зі зміною рівня цін на природоохоронні заходи та будівництво (затверджується щорічно державним комітетом РФ по охороні навколишнього середовища), дорiвнює 85 [62];

Н с - норматив вартості сільськогосподарських земель, руб / м 2, приймається рівним 0,21 (визначається за табл.П.7.1 [81]);

гр - площадь нефтенасыщенного грунта, м 2 (5024 м 2 ); F гр - площа нефтенасищенной грунту, м 2 (5024 м 2);

) - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории экономического района (определяется по табл.П.7.4[62]), равно 1,9; До е. (i) - коефіцієнт екологічної ситуації і екологічної значимості території економічного району (визначається за табл.П.7.4 [62]), так само 1,9;

До В - коефіцієнт залежно від ступеня забруднення земель нафтою (визначається за табл.П.7.3. [62]), К В = 1,5;

До г - коефіцієнт перерахунку в залежності від глибини забруднення земель (визначається за табл.П.7.5. [62]), дорівнює 1.

У з = 2,5 * 85 * 0,21 * 5024 * 1,9 * 1,5 * 1 = 638 958,6 руб.

Таким чином, компенсаційні виплати за шкоду навколишньому природному середовищу внаслідок забруднення земель нафтою складуть 638 958,6 рубля.

9.1.2 Визначення розміру компенсаційних виплат за забруднення атмосферного повітря

Ступінь забруднення атмосфери внаслідок АРН визначається масою вуглеводнів, що випарувалися з покритою нафтою поверхні землі.

Розрахунок збитків від викидів парів нафти в атмосферу при АРН виконується за формулою:

К и * С а * М и.в , (9.2) У а. = 5 * К і * З а * М І.В, (9.2)

де К і - коефіцієнт індексації плати за забруднення навколишнього середовища у зв'язку зі зміною рівня цін на природоохоронні заходи, становить 85 [23, 33, 50];

С а - ставка плати за викид однієї тонни вуглеводнів в атмосферу в межах встановленого ліміту, руб / т;

М І.В. - маса випарувалися вуглеводнів нафти, т, становить 1881 кг (див. п.п. 2.4.5).

Збиток, який підлягає компенсації, розраховується як плата за понадлімітний викид забруднюючих речовин із застосуванням підвищувального коефіцієнта 5.

Ставка плати визначається за формулою:

К эв , (9.3) С а = Н ба * До ев, (9.3)

де Н ба - базовий норматив плати за викид однієї тонни вуглеводнів в атмосферу в межах встановленого ліміту, руб / т; (визначається за табл.П.9.1.), Н ба = 64,7 руб / т;

До ев - коефіцієнт екологічної ситуації і екологічної значимості стану атмосфери в даному регіоні (визначається за табл.П.9.2. [62]), для республіки Башкортостан До ев = 2,0.

З а = 64,7 * 2,0 = 129,4 руб / т,

129,4 * 1,881 = 103 * 445,6 руб. У а. = 5 * 85 * 129,4 * 1,881 = 103 * 445,6 руб.

Таким чином, компенсаційні виплати за шкоду навколишньому природному середовищу від викидів вуглеводнів нафти в атмосферу складе 103445,6 рубля.

Сумарний екологічний збиток від забруднення навколишнього природного середовища розлилася нафтою при НС на магістральному нафтопроводі, складається зі збитку, що підлягає компенсації, за забруднення земель, У з, і атмосфери, У а:

У екол = У з + У а, (9.4)

У екол = 638 * 958,6 + 103 * 445,6 руб .= 742404,2 руб.

Таким чином, екологічний збиток оцінюється в 742404,2 рубля.

9.2 Розрахунок економічного збитку від надзвичайної ситуації

Для визначення економічного збитку необхідно розрахувати:

- Збиток від безповоротних втрат нафти;

- Збиток від вимушеного простою МНП.

Вихідними даними для визначення економічного збитку є результати розрахунків у розділах 2, 4 і 8.

9.2.1 Розрахунок економічного збитку від безповоротних втрат нафти

Збиток від безповоротних втрат нафти розраховується за формулою [33]:

У б.п = М б.п * Ц тон, (9.5)

де М б.п - маса безповоротно втраченої нафти, т (приймається рівною масі всієї витекла нафти, тому що під час пожежі вся нафта згоріла, тобто 170 т);

Ц тон - ціна однієї тонни нафти, 2559 руб / т.

170= 358260 рублей. У б.п = 2559 * 170 = 358260 рублів.

Таким чином, економічний збиток від прямих втрат нафти становить 358 260 рублів.

9.2.2 Розрахунок економічного збитку через невикористаних потужностей нафтопроводу

Збиток від вимушеного простою МНП визначається за формулою:

, (9.6)

де К - питомі капітальні вкладення в тонну перекачується нафти, руб / т, приймається 47,7 руб / т;

Е - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень в транспортування нафти, приймається 1,3;

А - питомі експлуатаційні витрати, руб / т, приймається 43 руб / т;

тр – расход нефти по простаивающему участку трубопровода, составляет 2778 т/ч; Q тр - витрата нафти по простоює ділянці трубопроводу, становить 2778 т / год;

– время простоя трубопровода, ч (принимается 10 ч). t - час простою трубопроводу, год (приймається 10 год).

(47,7 × 1,3 +43) × 2778 × 10 = 2917 177,8 руб.

Збитки через простої МНП компенсуються за рахунок підвищення продуктивності перекачування після ліквідації НС.

Таким чином, сумарний економічний збиток складе

У екон = У б.п + У простою = 358 260 + 2917177,8 = 3275437,8 рубля.

9.3 Розрахунок витрат на ліквідацію надзвичайної ситуації

Витрати на ліквідацію наслідків НС з розливом нафти включають:

- Витрати на харчування формувань;

- Витрати на придбання предметів першої необхідності;

- Витрати на паливно-мастильні матеріали;

- Витрати на оплату праці рятувальників;

- Витрати на амортизацію технічних засобів.

Розрахунки ведуться на основі даних, отриманих у розділі 8.

а) Розрахунок витрат на харчування.

Витрати на харчування розраховуються виходячи з добових норм забезпечення харчуванням різних груп населення, за загальною формулою [33, 62]:

, (9.7)

де З псут, - добова норма забезпечення харчуванням, руб. / (сут. на чол.);

– суточная норма обеспечения питанием, руб./(сут. на чел.); З псут i - добова норма забезпечення харчуванням, руб. / (Сут. на чол.);

– численность населения, человек. Ч i - чисельність населення, людина.

Повні витрати на харчування рятувальників:

, (9.8)

де Ч врятував-чисельність рятувальників, забезпечуваних харчуванням, чоловік;

Д Н1 - тривалість робіт ЛЗ, дні.

Згідно з отриманими даними про потребу у забезпеченні продуктами харчування особового складу формувань РСЧС (пункт 8.8.1) та враховуючи вартість продуктів харчування, виконано розрахунок витрат на харчування, розрахунки якого наведені в таблиці 9.1.

Таблиця 9.1-Витрати на харчування особового складу формувань в залежності від потреби у забезпеченні продуктами і їх ціни (на 8 годин)

Найменування продукту

Ціна за

1 кг (грн.)

Потрібне кількість, кг

Витрати на придбання, руб.

Хліб із суміші житнього обдирного і пшеничного борошна 1 сорту

14

11,6

162,4

Хліб білий із пшеничного борошна 1 сорту

16

11,6

162,4

Борошно пшеничне 2 сорту

15

0,7

10,5

Крупа різна

25

2,3

57,5

Макаронні вироби

50

0,9

45

Молоко і молокопродукти

28

8,7

243,6

М'ясо та м'ясопродукти

125

2,3

287,5

Риба і рибопродукти

100

1,15

115

Жири

60

1,15

69

Цукор

25

1,8

45

Картопля

10

11,6

116

Овочі

30

4,35

130,5

Сіль

4

0,72

2,88

Чай

150

0,043

6,45

Разом



1454

Зп = 1454 рубля.

Таким чином, повні витрати на харчування ліквідаторів становлять 1454 рубля.

б) Розрахунок витрат на забезпечення особового складу формувань предметами першої необхідності [30].

Витрати на придбання предметів першої необхідності для особистого складу формувань, визначаються виходячи з вартості предметів першої необхідності, розрахованого на одну людину на добу, за формулою:

Розрахунок витрат на забезпечення предметами першої необхідності:

, (9.9)

де З пн.сут1 - витрати на забезпечення предметами першої необхідності одну людину на добу, руб / (чол на добу);

Ч нас - чисельність населення, забезпечуваного предметами першої необхідності, чоловік;

Д н - тривалість забезпечення предметами першої необхідності, у розглянутій НС - 1 день.

Згідно з отриманими даними про потребу в забезпеченні формувань РСЧС предметами першої необхідності (пункт 8.9.1), та враховуючи їх вартість, проведений розрахунок витрат на їх придбання, наведений у таблиці 9.2.

Таблиця 9.2 - Витрати на забезпечення предметами першої необхідності

Найменування предметів

Ціна за 1 кг, руб.

Потрібне во, кг к - сть, кг

Витрати на покупку, руб

Мило

27

0,195

5,3

Миючі засоби

37,5

0,484

18,2

Разом



23,5

Таким чином, витрати на забезпечення особового складу предметами першої необхідності складають 23,5 рубля.

в) Розрахунок витрат на паливно - мастильні матеріали.

Витрати на ПММ визначаються за формулою:

(9.10)

бенз – количество использованного бензина, 77,6 л; де V бенз - кількість використаного бензину, 77,6 л;

Ц бенз - вартість бензину АІ-80, 20 руб / л;

диз.т - количество использованного дизельного топлива, 2398 л; V діз.т - кількість використаного дизельного палива, 2398 л;

Ц діз.т - вартість дизельного палива, 22 руб / л;

мот.м. - количество использованного моторного масла, 93,4 л; V мот.м. - кількість використаного моторного масла, 93,4 л;

Ц мот.м - вартість моторного масла, 27 руб / л;

транс.м. - количество использованного трансмиссионного масла, 11 л; V транс.м. - Кількість використаного трансмісійного масла, 11 л;

Ц транс.м - вартість трансмісійного масла, 36 руб / л;

спец.м – количество использованных специальных масел, 13,3 л; V спец.м - кількість використаних спеціальних масел, 13,3 л;

Ц спец.м - середня вартість спеціальних масел, 23 руб / л;

пласт.м – количество использованных пластичных смазок, 6,5 кг; V пласт.м - кількість використаних пластичних мастил, 6,5 кг;

Ц пласт.м - середня вартість пластичних мастил, 26 руб / кг;

З ПММ = 77,6 ∙ 20 +2398 ∙ 22 +93,4 ∙ 27 +11 ∙ 36 +13,3 ∙ 23 +6,5 ∙ 26 = 54868,9 крб.

Витрати на ПММ складають 54 868,9 рубля.

г) Витрати на оплату праці особового складу формувань З опл, руб., розраховуються за формулою [30]:

З опл = , (9.11)

окл де M окл - Місячний оклад, приймається рівним 7000 рублів;

1,15 - уральський коефіцієнт;

Ч - кількість особового складу, 88 осіб;

дн N дн - Кількість днів ліквідації НС, приймається 1 день.

З опл = = 32 200 руб.

д) Витрати на амортизацію технічних засобів З ам, руб., визначаються за формулою:

З ам = , (9.12)

де С т-вартість основних виробничих фондів оборотних технічних засобів, використовуваних при ліквідації НС, приймається рівною 3000 000 рублів (вартість однієї одиниці техніки) [62];

Н а-норма амортизації,%, приймається рівною 12,5%.

З ам = = 1 736,1 руб.

Враховуючи, що для ліквідації НС залучаються 59 одиниць техніки, витрати на амортизацію становитимуть 1736,1 ∙ 59 = 102 430,6 рубля.

Величина загальних витрат на ліквідацію НС становить:

У лікЧС = Зп + ЗПН + Згсм + Зопл + Заступник .= 1454 + 23,5 + 54 868,9 + 32200 + +102430,6 = 190 977 рублів.

9.4 Розрахунок сумарного збитку при НС на магістральному нафтопроводі "Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ"

Сумарний еколого - економічний збиток при виникненні НС на МНП УБКУА становить [30]:

У = У екол + У екон + У лікЧС, (9.13)

У = 742 404,2 + 3275437,8 + 190 977 = 4208 819 руб.

Таким чином, сумарний збиток від НС на МНП УБКУА складе 4208819 рублів. Отримане значення величини збитку показує, що виникнення НС на МНП пов'язане зі значними витратами фінансових ресурсів.

Висновки

Аналіз аварій на нафтопроводах показав, що основними причинами руйнувань є приховані дефекти різного походження (металургійні, зварювальні, механічні, корозійні). Негативна роль дефектів посилюється, якщо допущені конструктивні помилки, є перевантаження різного походження (гідроудари, ремонтні перенапруги, розмиви), порушена захист від корозії.

Визначено категорія НС, що виникла на МНП УБКУА, як локальна за масштабом і муніципального характеру за економічним збитком.

Проведена оцінка ймовірності реалізації НС, викликаної аварією з розливом нафти, з використанням методу "дерева подій". Розраховано значення частоти виникнення для трьох сценаріїв виникнення та розвитку НС.

Аналіз ймовірних сценаріїв виникнення та розвитку НС на магістральних нафтопроводах і результати розрахунків показали, що при вищенаведених умовах і при наявності джерела запалювання почнеться пожежа протоки, що супроводжується задимленням території і тепловим випромінюванням.

Визначено надлишковий тиск (2 кПа) і імпульс хвилі тиску (30 Па ∙ с) при згоранні сумішей газів і парів з повітрям у відкритому просторі. Згідно розрахунку цей зовнішня установка відноситься до категорії А н, так як зона, обмежена концентраційною межею поширення полум'я, перевищує 30 метрів.

= 0,11 кВт/м 2 ) и время выгорания (14 минут). Дана оцінка інтенсивності теплового випромінювання при пожежі протоки 250м 3 нафти (q = 0,11 кВт / м 2) і час вигоряння (14 хвилин).

Дана оцінка пожежної безпеки технологічних процесів підвищеної небезпеки за допомогою критеріїв індивідуального ризику. Умова пожежної безпеки виконано, тому що розрахований індивідуальний та соціальний ризики для жителів д. Мінзітарово дорівнюють нулю.

У відповідності з поставленими завданнями запропоновані заходи щодо попередження НС на магістральних нафтопроводах, а так само для виявлення дефектів геометрії, що виникають при механічному впливі на трубопровід, підібраний на основі патентної опрацювання прилад, внутрішньотрубної профілемер ПРН 16.

Також розроблена технологія проведення АСДНР при локалізації та ліквідації розливу нафти. Спланований порядок, послідовність і терміни проведення різних видів робіт. Визначено кількість сил і засобів, які необхідно залучити до проведення АСДНР.

Представлена ​​загальна схема і організаційна структура управління операціями з ліквідації НС.

У відповідності з поставленими завданнями описані принципи забезпечення безпеки при проведенні робіт з ліквідації НС, проведена оцінка тяжкості і напруженості праці рятувальників, встановлено режим роботи для учасників ліквідації НС.

Розглянуто порядок організації надання першої медичної допомоги, описані принципи надання першої медичної допомоги при отруєнні парами нафти, при опіках, при різних травмах. Також описані принципи надання екстреної реанімаційної допомоги та психологічної допомоги особам, які брали участь у ліквідації наслідків НС.

Для організації медичного забезпечення в зоні ліквідації НС задіяні сили Иглинского району.

У відповідності з поставленими завданнями визначено необхідні обсяги матеріально-технічного забезпечення формувань, які залучаються для ліквідації НС.

Для оцінки наслідків НС у вартісному вираженні зроблено розрахунок економічного збитку.

Сумарний економічний збиток склав 4208819 рублів.

Збиток навколишньому природному середовищу від НС на МНП склав 742404,2 рубля.

Економічний збиток від безповоротних втрат нафти і простою нафтопроводу склав 3275437 рубля.

Витрати на ліквідацію НС включають:

- Витрати на харчування постраждалого населення і особового складу -1 454 рубля;

- Витрати на придбання предметів першої необхідності - 23,5 рубля;

- Витрати пально-мастильні матеріали - 54868,9 рублів;

- Витрати на оплату праці особового складу - 32200 рублів;

- Витрати на амортизацію технічних засобів - 102430,6 рубля.

Отримане значення економічного збитку показує, що виникнення НС на МНП і ліквідація її наслідків пов'язане із значними витратами фінансових та матеріальних ресурсів. Для попередження НС запропонований метод діагностування трубопроводу за допомогою внутрітрубної профілемера ПРН 16.

У випадках виникнення НС швидкість реагування, технічна професійність виконання АСДНР дозволяють знизити величину економічних, екологічних і соціальних втрат від НС.

Список літератури

1. Алфєєв В.М., Черняєв К.В., Виноградов В.В., Поздняков В.О., Філіппов Г.А. Розробка системи комплексного аналізу умов надійності лінійної частини магістральних нафтопроводів / / Трубопровідний транспорт нафти. - 2000 .- № 12. - С.14-22.

2. . texbez . boom . ru . Безпека робіт на кар'єрах. Www. Texbez. Boom. Ru.

3. Безпека праці в промисловості, № 2, 2008 р.

4. Бєлов С.В., Ільницька А.В., Козьяков А.Ф. Безпека життєдіяльності: Підручник для вузів. 3-тє вид., Испр. і доп .- М.: Вищ. шк., 2001. - 485 с.

5. Бородавкін П. П. Підземні магістральні трубопроводи (проектування і будівництво). - М.: Надра, 1982.-С. 11-22.

6. Вєтров Ю.А. Різання грунтів землерийними машинами. М.: Машинобудування, 1971. - 408 с.

7. Виноградов А.В., Шаховец В.В. Медична допомога в НС .- М.: Редакція журналу "Військове знання", 2002 р.

8. Внутрішньотрубна дефектоскопія на одному з нафтопроводів Канади / / Трубопровідний транспорт нафти. - 1999. - 3.

9. Галєєв В. Б., Сощенко Є. М., Черняєв Д. А. Ремонт магістральних трубопроводів і устаткування нафтоперекачувальних станцій. Вид-во "Надра", 1968. Стор. 224.

10. . Галієв М.А., Карамова Л.М. та ін Нафта і здоров'я. Частина 1. - Уфа: УфНІІ МТіЕЧ, 1993.-408 с.

11. ГОСТ 2874-82 "Вода питна. Гігієнічні вимоги і контроль за якістю"

12. ГОСТ Р 51232-98 "Вода питна. Загальні вимоги до організації та методів контролю якості"

13. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Шкідливі речовини. Класифікація і загальні вимоги безпеки.

14. ГОСТ 12.1.007 -76 Шкідливі речовини. Класифікація і загальні вимоги безпеки.

15. ГОСТ Р 22.0.07-95 "Джерела техногенних надзвичайних ситуацій. Класифікація і номенклатура вражаючих факторів і їх параметрів".

16. ГОСТ Р 22.0.202-94 "Організації аварійно-рятувальних та інших невідкладних робіт".

17. ГОСТ Р 12.3.047-98 "Пожежна безпека технологічних процесів. Загальні вимоги. Методи контролю".

18. Гумеров А.Г., Ахметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейна М.Г. Аварійно-відновлювальний ремонт магістральних нафтопроводів. - М.: ТОВ "Надра - Бізнесцентр", 1998.

19. Дадонов Ю.А., тетрарха М.В., Гражданкін А.І., Печеркіна А.С., Сидоров В.І., Дегтярьов Д.В., Сумської С.І. Оцінка ризику аварій на магістральних нафтопроводах КТК-Р і БТС / / Безпека праці в промисловості. - 2002. - № 6. - С.2-6

20. Декларація промислової безпеки об'єктів ВАТ "Уралсібнефтепровод".

21. Добронравов С.С., Дронов В.Г. Будівельні машини та основи автоматизації: Підручник для будує. вузів .- М.: Вищ. шк., 2001 .- 575 с.

22. Евтюшкін Н.М., Панарін В.М. Методика розрахунку сил і засобів для гасіння пожеж. - М.: Науково-дослідний та редакційно-видавничий відділ, 1966. - 72 с.

23. Йолкіна Л.Г., планида Ю.М., Копєйкіна Н.Г., Федотова М.Є. Методичні вказівки до виконання економічної частини дипломного проекту / Уфимський. держ. авіац. техн. ун-т; Уфа, 2003 .- 46с.

24. Іванцов О.М. Надійність і безпека магістральних трубопроводів у Росії / / Трубопровідний транспорт нафти. - 1997. -10. С.26-31.

25. Кашніков Ю.А., Кашніков О.Ю., Шарцева Н.А., Рахімкулов Р.С., Кропачов В.М. Інформаційно-експертна система безпечної експлуатації міжпромислового нафтопроводу / / Нафтова господарство. - 2005. - № 6. - С.72-77.

26. Кнуцянц І.Л. Хімічна енциклопедія: У 5 т.: т.1: А - Дарзана / Редкол., М.: Радянська Енциклопедія історії., 1988.-623 с.

27. Котлярівське В.А., Шаталов А.А., Ханухов Х.М. Безпека резервуарів і трубопроводів .- Москва, "Економіка та інформатика", 2000р

28. Конспект лекцій з дисципліни "Радіаційна та хімічний захист". Уфимський державний авіаційний технічний університет ім. Серго Орджонікідзе., Кафедра БПіПЕ, 2006.

29. Конспект лекцій з дисципліни "Тактика сил РСЧС та ГО". Уфимський державний авіаційний технічний університет ім. Серго Орджонікідзе, Кафедра БП і ПЕ, 2006.

30. Конспект лекцій з дисципліни "Економіка довкілля". Уфимський державний авіаційний технічний університет ім. Серго Орджонікідзе., Кафедра БПіПЕ, 2007.

31. Крівшін А.П. Експлуатаційні властивості та ефективність землерийно-транспортних машин. М.: Транспорт, 1975. - 235 с.

32. "Методичний посібник з організації матеріального забезпечення при підготовці та в умовах виникнення НС", видавництва Далекосхідного регіонального центру у справах ГОЧС.

33. "Методичними вказівками з оцінки та відшкодування шкоди, завданої навколишньому природному середовищу в результаті екологічних правопорушень" (пр.Госкомекологіі Росії від 6.9.2006)

34. Норми витрати палив і ПММ, встановленими Департаментом автотранспорту Мінтрансу РФ від 18.02.97 Р 3112194-0366-97.

35. Норми фізіологічних потреб в харчових речовинах і енергії для різних груп населення Російської Федерації. М.: Медицина, 1992.

36. НПБ 107-97 "Визначення категорій зовнішніх установок за вибухопожежною небезпекою". Норми державної протипожежної служби.

37. . Fips . ru . Патентна література. Www. Fips. Ru.

38. Перспективи розвитку технологій у трубопровідному транспорті нафти. / / Трубопровідний транспорт нафти. 2005 .- № 3. С.32-33.

39. План щодо попередження та ліквідації аварійних розливів нафти на об'єктах ЛВДС "Черкаси" ВАТ "Уралсібнефтепровод".

40. Повзік Я.С., Клюс П.П., Матвейкін А. М. Пожежна тактика: Навчальний посібник для пожежно-технічних училищ. М.: Стройиздат, 1990. - 335 с.

41. Положення про атестацію зварників і фахівців зварювального виробництва системи магістральних нафтопроводів ВАТ "АК" Транснефть "(затв. 30.01.2001 р. ВАТ" АК "Транснефть", злагоди. З ГГТН РФ № 02-38/146 від 05.04.2001р).

42. "Порядок розробки декларації безпеки промислового об'єкта РФ".

43. Посібник з оцінки небезпеки, пов'язаної з можливими аваріями при виробництві, зберіганні, використанні та транспортуванні великих кількостей пожежонебезпечних і токсичних речовин. Міжвідомчий науково-методичний центр "Інформатика ризику", 1992 р

44. Постанова кабінету міністрів РБ від 21 травня 1997 року № 107 "Про Башкирської територіальну підсистему Єдиної державної системи попередження і ліквідації надзвичайних ситуацій" (із змінами і доповненнями, внесеними постановою Кабінету Міністрів Республіки Башкортостан від 10 травня 2000 року № 125).

45. Постанова кабінету міністрів РБ від 16 жовтня 2002 р. № 307 "Про організацію та забезпечення евакуаційних заходів у надзвичайних ситуаціях природного і техногенного характеру на території Республіки Башкортостан".

46. Постанова кабінету міністрів РБ № 100 від 13.05.1997 "Про організацію проведення АСДНР в НС в РБ".

47. Постанова Уряду РФ від 30 грудня 2003 р. № 794 "Про єдину державну систему запобігання і ліквідації надзвичайних ситуацій".

48. Постанова Уряду РФ від 12.05.07 р № 304 "Про класифікацію НС природного і техногенного характеру".

49. Постанова Уряду РФ від 21.08.00 № 613 "Про невідкладні заходи щодо попередження та ліквідації аварійних розливів нафти і нафтопродуктів".

50. Постанова Уряду РФ від 12.6.2003 N 344 "Про нормативи плати за викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин стаціонарними та пересувними джерелами, скиди забруднюючих речовин у поверхневі і підземні водні об'єкти, розміщення відходів виробництва та споживання".

51. Постанова Уряду РФ від 15 квітня 2002 року № 240 "Про порядок організації заходів з попередження і ліквідації розливів нафти і нафтопродуктів на території Російської Федерації".

52. Постанова Уряду РФ від 7.5.2003 N 262 "Про затвердження Правил відшкодування власникам земельних ділянок, землекористувачам, землевласникам і орендарям земельних ділянок збитків, заподіяних вилученням або тимчасовим зайняттям земельних ділянок, обмеженням прав власників земельних ділянок, землекористувачів, землевласників та орендарів земельних ділянок або погіршенням якості земель в результаті діяльності інших осіб ".

53. Постанова ради міністрів Уряду РФ від 1 березня 1993 року № 178 "Про створення локальних систем оповіщення у районах розміщення потенційно небезпечних об'єктів".

54. ПОТ РО 112-002-98 "Правила з охорони праці при експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів". , утверждено приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 16 июня 1998 г. № 208 Погоджено листом Міністерства праці та соціального розвитку Російської Федерації від 12 травня 1998 р. № 2751 - BB, затверджено наказом Міністерства палива та енергетики Російської Федерації від 16 червня 1998 р. № 208

55. Правила технічної експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів, затв. Госкомнефтепродукт СРСР 23.07.84 р.

56. Гранично допустима концентрація шкідливих речовин у повітрі і у воді. - Л.: Хімія, 1975

57. Наказ міністерства охорони здоров'я РБ від 23.03.00 № 185-Д "Про службу медицини катастроф Республіки Башкортостан"

58. Наказ МНС Російської Федерації від 18 травня 2002 року № 242 "Про подальше вдосконалення роботи у сфері попередження і ліквідації аварійних розливів нафти і нафтопродуктів".

59. Витрата палива і ПММ. - М.: "Видавництво Пріор", 2002.

60. Р 2.2.2006-05 "Гігієнічна оцінка факторів робочого середовища і трудового процесу. Критерії та класифікація умов праці"

61. РД 153-39.2-076-01 "Інструкція з технічного розслідування причин аварій і пошкоджень магістральних нафтопродуктопроводів, обліку аварій і пошкоджень та списанню безповоротних втрат нафтопродуктів"

62. РД "Методика визначення збитків навколишньому природному середовищу при аваріях на магістральних нафтопроводах" (затв. Мінпаливенерго РФ, АК "Транснефть", 2002 р.).

63. РД 39-025-90 Норматив-табель технічного оснащення аварійно-відновлювальних пунктів магістральних нафто-і продуктопроводів. - Уфа: ВНІІСПТнефть, 1990.-60 с.

64. РД 153-39.4-2003 Правила ліквідації аварій і пошкоджень на магістральних нафтопроводах.

65. РД 153-39.4-143-99 Табель технічного оснащення нафтопровідних підприємств ВАТ "Уралсібнефтепровод" для відновлення трубопроводу і ліквідації розливу нафти при аварії на підводних переходах магістральних нафтопроводів. - М.: ВАТ "Уралсібнефтепровод", 1999.-78 с.

66. Ревзон А.П. Картографування станів геотехнічних систем. М: 1992 .- 157с. мул.

67. "Рекомендації щодо забезпечення пожежної безпеки об'єктів нафтопродуктозабезпечення, розташованих на сельбищної території", Мінпаливенерго, 1997 р.

68. Рекомендації по обладнанню та життєзабезпечення польового наметового табору для тимчасового розміщення евакуйованих та біженців. М.: ГКЧС, 1992.

69. Рекомендації до розробки проекту плану Ларн, затверджені спільним наказом МНС Республіки Башкортостан, Башкирський управлінням Держгірпромнагляду РФ, Башкирський республіканським відділенням Російської транспортної інспекції від 11 вересня 2002 року № 25/124п.

70. СанПіН 2.1.4.559-96 "Контроль якості питної води".

71. "Збірник тимчасових типових інструкцій з охорони праці і безпечного ведення ПСР в умовах НС". Москва 1998 р., додаток до наказу МНС РФ від 5 червня 1998 № 354.

72. Збірник методик з прогнозування можливих аварій, катастроф, стихійних лих у РСЧС. книга 2. Методика оцінки на пожежовибухонебезпечних об'єктах. М., 1994.

73. -4-80 Правила производства и приемки работ. СНиП III -4-80 Правила виробництва і приймання робіт. Техніка безпеки в будівництві.

74. Довідник рятувальника. Кн.1 - М.: МНС Росії, ВНДІ ГОЧС, 1994 р.

75. Султанов М.Х., Ірмякова Н.Р. Інтегрована система в технічному діагностуванні напружено-деформованого стану трубопроводів / / Тези стендових доповідей. - Уфа. Транстек. 2001. - С. 91-92.

76. Сучков В.П., Безродний І.Ф. та ін Пожежі резервуарів з нафтою і нафтопродуктами. Оглядова інформація. Серія. Транспорт і зберігання нафтопродуктів і вуглеводневої сировини. Випуск 3-4. ЦНІІТЕнефтехім, 2005.

77. Тараканов Н.Д., Овчинников В.В. Комплексна механізація рятувальних і невідкладних аварійно-відновлювальних робіт. М.: Вища школа, 1984.-304 з

78. Трубопровідний транспорт нафти, № 1, 2008 р.

79. Характеристика аварій на нафтопроводах за період з 1970 по 1992 р. р. Нефтепродуктопроект, 1993 р.

80. Цікерман Л. Я., Красноярський В. В. Протикорозійні покриття для підземних трубопроводів. Гостоптехіздат, 1962.

81. Шойгу С.К. Розгорнутий план-проект підручника: Забезпечення заходів і дій сил ліквідації надзвичайної ситуацією. 1992-С.-264.

82. Шолухов В.І. Про розробку правил технічної діагностики магістральних нафтопроводів / / Трубопровідний транспорт нафти. -1998. -12. -С.36-39.

Додаток

Поздовжній профіль, технологічна схема і ситуаційний план МНП УБКУА

Малюнок А1 - Поздовжній профіль, технологічна схема і ситуаційний план МНП УБКУА на ділянці Улу-Теляк - Черкаси

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Безпека життєдіяльності та охорона праці | Диплом
952кб. | скачати


Схожі роботи:
Забезпечення безпеки прогнозування та розробка заходів щодо попередження та ліквідації
Розроблення заходів щодо ергономіки забезпечення охорони праці та техніки безпеки на обєкті Центральне
Розробка організаційно-технічних заходів щодо забезпечення конкурентоспроможності на прикладі
Розробка організаційно-технічних заходів щодо забезпечення конкурентоспроможності на прикладі
Діяльність органів щодо попередження та ліквідації надзвичайних з
Діяльність органів щодо попередження та ліквідації надзвичайних ситуацій
Аналіз загроз та розробка пропозицій щодо забезпечення інформаційної безпеки Російської Федерації 2
Аналіз загроз та розробка пропозицій щодо забезпечення інформаційної безпеки Російської Федерації
Економічне обгрунтування заходів щодо ліквідації свердловин в умо
© Усі права захищені
написати до нас