Законодательство Саратовской области Саратовская область Законы Постановления Распоряжения Определения Решения Положения Приказы Все документы Указы Уставы Протесты Представления РАСПОРЯЖЕНИЕ Губернатора Саратовской области от 14.11.2003 № 934-р "О МЕРАХ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ" (вместе с "ПЛАНОМ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОАО "НЕФТЬ", "ОСНОВНЫМИ РЕЗУЛЬТАТАМИ РАСЧЕТА ЗОН ДЕЙСТВИЯ ПОРАЖАЮЩИХ ФАКТОРОВ ДЛЯ СЦЕНАРИЕВ РАЗВИТИЯ АВАРИИ С РАЗЛИВОМ НЕФТИ", "ГРАФИКОМ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИИ ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ", "СИТУАЦИОННЫМ ПЛАНОМ РАЗЛИВОВ НЕФТИ") Официальная публикация в СМИ: публикаций не найдено. ГУБЕРНАТОР САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ РАСПОРЯЖЕНИЕ от 14 ноября 2003 г. № 934-р О МЕРАХ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В соответствии с постановлением Губернатора Саратовской области от 15 ноября 2000 г. № 444 "О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов": 1. Утвердить прилагаемый план по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов в ОАО "Нефть". 2. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Председателя Правительства, министра энергетики и коммунального хозяйства области Соколова А.И. Губернатор Саратовской области Д.Ф.АЯЦКОВ Приложение к распоряжению Губернатора Саратовской области от 14 ноября 2003 г. № 934-р ПЛАН ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОАО "НЕФТЬ" Введение Настоящий План разработан в соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 "О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов" и от 15 апреля 2002 г. № 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации". Указанными постановлениями Правительства Российской Федерации утверждены основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов и правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, которые относятся к чрезвычайным ситуациям локального, муниципального, территориального, регионального и федерального значения, а также порядок организации взаимодействия сил и средств, привлекаемых для ликвидации чрезвычайной ситуации. В Плане приведены общие сведения об объекте ОАО "Нефть", порядок действий по локализации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (оперативная часть), организация материально-технического, инженерного, медицинского и финансового обеспечения мероприятий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. В приложениях даны график проведения операции по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов и ситуационный план объекта. Чрезвычайные ситуации на ОАО "Нефть" могут быть лишь локального значения. Аварийный вылив из нефтепровода в самом тяжелом по своим последствиям сценарии не превышает 78 тонн нефти и может быть локализован в нормативное время - 6 часов при разливе нефти на почве. Раздел 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ 1.1. Характеристика объекта Полное и сокращенное название организации: открытое акционерное общество "Нефть". Сокращенное название - ОАО "Нефть". Фамилия, должность руководителя организации: исполнительный директор - Пауль Александр Артурович. Полный почтовый адрес, телефон, факс организации: 410031, г. Саратов, ул. Комсомольская, 52, тел. (8452) 28-60-17, 28-60-18. Краткий перечень основных направлений деятельности, связанных с эксплуатацией объекта: ОАО "Нефть" предназначено для добычи, транспортировки, хранения и отгрузки нефти и включает два купола - Южный и Северный и сборный пункт нефти. По нефтепроводу длиной 5 км и диаметром 159x7 мм с Южного купола нефть поступает на сборный пункт. Максимально возможная производительность трубопровода составляет 44 куб. м/час. С Северного купола по нефтепроводу длиной 1 км и диаметром 114x7 мм нефть также поступает на сборный пункт. Проект разработки нефтяной залежи Д -1 3 Кыновско-Пашинского горизонта Атамановского месторождения Саратовской области, Саратов, 2002 год, выполнен ДОАО "ВНИПИгаздобыча" ОАО "Газпром". Объем хранения нефти: на сборном пункте нефти размещены 2 резервуара РВС-1000, резервуар РВС-400 и РВС-200 - всего 2600 куб. м нефти. Всего на объекте обращается 2700 куб. м нефти. Характеристика нефти: плотность нефти по Южному куполу - 0,854 т/куб. м, по Северному куполу - 0,83 т/куб. м, кинематическая вязкость по Южному куполу - 12,9 мПа x с, по Северному куполу - 8,54 мПа x с, температура застывания по Южному куполу -18°C, по Северному куполу -16°C, температура вспышки +44°C. Количество работающего на объекте персонала в дневную смену - 12 человек. Объект застрахован. График работы объекта: нефть из скважин после отделения газа в сепараторе поступает в сборную емкость, а затем примерно ежедневно откачивается в резервуары пункта сбора нефти. Отгрузка нефти потребителям производится в автоцистерны. Средняя годовая производительность по Южному куполу - 17800 куб. м, по Северному куполу - 3600 куб. м. 1.2. Прогнозирование возможных разливов нефти и нефтепродуктов Аварии в резервуарном парке и на нефтепроводах, в результате которых создаются чрезвычайные ситуации, представляющие угрозу людям, объектам экономики и окружающей природной среде - это аварии с разливом нефти, пожарами и загрязнением прилегающих территорий. Для предупреждения и ликвидации подобных чрезвычайных ситуаций необходимо количественно оценить риск возможных разливов нефти и их последствий и разработать на этой основе мероприятия, направленные на их предупреждение и поддержание в состоянии постоянной готовности соответствующих сил и средств. В соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 "О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов" и от 15 апреля 2002 г. № 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации" планы разрабатываются с учетом максимально возможного объема разлива нефти, который определяется для следующих объектов: трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на порванном участке трубопровода; трубопровод при проколе - 2 процента максимального объема прокачки в течение 14 дней; стационарные объекты хранения нефти - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения. Однако при разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на трубопроводах и резервуарах конкретного предприятия ОАО "Нефть" (рисунок 1) предварительно рассчитываются массы аварийных выливов с учетом реальных факторов (профиля трассы, специфики транспорта нефти на сборный пункт с мест отбора жидкости из скважин, контрольного проезда вдоль трассы нефтепровода 2 раза в сутки, хорошей просматриваемости места залегания трубопровода и т.п.), и оценить последствия воздействия поражающих факторов на людей и прилегающие территории с учетом специфики сценариев развития аварий. Наиболее вероятные сценарии аварий на нефтепроводе и в резервуарных парках ОАО "Нефть". Сценарий А. Прорыв трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно-восстановительной бригадой. Сценарий Б. Прорыв трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно-восстановительной бригадой. Рис. 1 План размещения технологических площадок сбора нефти и трубопроводов транспорта нефти ОАО "Нефть" Сценарий В. Прокол трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой. Сценарий Г. Прокол трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой. Сценарий Д. Разрушение резервуара. Разлитие нефти в обваловании. Полное разрушение резервуара РВС-1000 - разлив нефти в обвалование - загрязнение оборудования резервуаров и земли в обваловании. Сценарий Е. Мгновенное разрушение автоцистерны. Разлитие нефти по прилегающей территории. 1.2.1. Расчет массы возможных аварийных разливов нефти Применяемые физико-математические модели и методы расчета массы возможных аварийных разливов нефти на трубопроводе. При выполнении расчетов процесса аварийного опорожнения трубопровода учитывались условия истечения до закрытия задвижек, когда движущий напор остается постоянным, и истечение после закрытия задвижек, когда движущий напор в трубопроводе является переменным во времени, по мере истечения нефтепродукта до прекращения утечки. Количество нефти, вытекающее при аварии на участке трассы, является случайной функцией, зависящей от следующих случайных параметров: размера и места расположения аварийного отверстия; интервала времени с момента возникновения аварии до перекрытия задвижки на сборной емкости; продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до момента прибытия аварийно-восстановительной бригады и эффективности мер по локализации аварии. Процесс аварийного опорожнения продуктопровода происходит в двух режимах: Первый режим - до закрытия задвижки при постоянном напоре, когда движение потока жидкости в трубе определяется давлением газа в сборной емкости и разностью высот геодезических отметок; Второй режим - после закрытия задвижки в самотечном режиме для переменного во времени, по мере истечения нефти, движущегося напора, когда движение потока вызывается разностью высот геодезических отметок вдоль трассы трубопровода. Реальный профиль трассы нефтепроводов ОАО "Нефть" показан на рисунке 2. Рис. 2 Реальный профиль трассы нефтепроводов ОАО "Нефть" и детализация расчетов вылива нефти Оценка массы возможных аварийных разливов на трубопроводе перекачки нефти ОАО "Нефть". Оценим количество опасного вещества, способного участвовать в аварии при неконтролируемых разливах нефти на линейной части трубопроводов с учетом реального профиля трассы на рисунке 2 и рисунке 3. При оценке массы возможных разливов нефти исходили из специфики и профиля реальной трассы и следующих принятых допущений: время перекрытия задвижки на сборной емкости Южного купола при реализации сценария "А" варьируется от 10 до 40 мин. - время, по экспертной оценке специалистов ОАО "Нефть", необходимое оператору на принятие мер, направленных на ликвидацию аварии; время перекрытия задвижки на сборной емкости Северного купола при реализации сценария "Б" варьируется от 5 до 20 мин. - время, по экспертной оценке специалистов ОАО "Нефть", необходимое оператору на принятие мер, направленных на ликвидацию аварии; в сценарии "А" или "Б" время самотечного режима при выливе нефти через аварийное отверстие определяется временем на принятие адекватного решения в чрезвычайной ситуации, временем обнаружения места разлива нефти, временем прибытия к месту аварии ремонтно-восстановительной бригады, временем, необходимым для устранения аварийного выброса и составляет не менее 120 мин.; в сценарии "А" или "Б" полное время истечения нефти за время закрытия задвижки и свободного вылива после закрытия задвижки составит, с учетом принятых выше допущений, 130 - 160 мин.; Рис. 3 Линейная часть трубопроводов ОАО "Нефть" время перекрытия задвижки на сборной емкости при проколе трубы и реализации сценария "В" или "Г" определяется временем обнаружения утечки на продуктопроводах и составляет, исходя из специфики наблюдаемости трассы, от 60 до 240 мин.; в сценарии "В" или "Г" при проколе трубы время самотечного режима при выливе нефтепродукта через аварийное отверстие после закрытия задвижки определяется временем опорожнения аварийного трубопровода и составляет, исходя из практики проведения аварийно-восстановительных работ, 120 мин. (время на принятие адекватного решения в чрезвычайной ситуации, включая время на дорогу и время на устранение течи); при реализации сценариев "А" и "Б" рассматриваются порывы трубопровода в результате внешних воздействий природного или техногенного характера с условным диаметром аварийного отверстия равным внутреннему диаметру рассматриваемого трубопровода (разрыв "гильотинного" типа); при реализации сценариев "В" и "Г", как следствие прокола трубы, постулируется утечка нефти через продольную трещину в стенке трубопровода коррозионного, усталостного или технологического происхождения с линейным размером L, равным 0,3:0,75 калибра и ширине раскрытия L/8, что соответствует эквивалентному диаметру 10:30 мм, в зависимости от калибра трубы. Используя описанную выше методику расчета аварийного вылива однофазной жидкости из разгерметизировавшегося трубопровода и принятые допущения были получены матрицы распределения масс аварийных разливов нефти, приведенные для рассматриваемых участков трассы в таблицах 1, 2. Таблица 1 Максимально возможные аварийные разливы нефти при прорыве трубопровода -----------------T---------------T-------------------------------------------¬ ¦Номер сценария ¦ Аварийные ¦ Суммарный аварийный разлив за время ¦ ¦ Место разлива ¦ разливы ¦ до закрытия задвижки и свободного вылива ¦ ¦ ¦ до закрытия ¦ после закрытия задвижки, т ¦ ¦ ¦ задвижки на +---------------T-----------T---------------+ ¦ ¦ сборной ¦Матрица ¦Максимально¦ Время полного ¦ ¦ ¦ емкости, т ¦суммарного ¦возможный ¦истечения нефти¦ ¦ ¦ ¦выброса ¦аварийный ¦ с момента ¦ ¦ ¦ ¦SUM (M ) ¦разлив ¦ аварии, мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ij r ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ r ¦М , т ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ max ¦ ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий А) ¦ ¦ D=0,159 м, L=5000 м, Рн=0,2 МПа, Q =44 куб. м/ч, v =0,74 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +----------------T---------------T---------------T-----------T---------------+ ¦ ¦ (0,29 ¦ (8,06 ¦ ¦ (52,79 ¦ ¦ Сц.А-1 ¦ 0,58 ¦ 8,35 ¦ 8,93 ¦ 62,79 ¦ ¦ ГРП-3 ¦ 0,87 ¦ 8,64 ¦ ¦ 72,79 ¦ ¦ ¦ 1,16) ¦ 8,93) ¦ ¦ 82,79) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.А-2 ¦ (1,1 ¦ (37,77 ¦ ¦ (68,56 ¦ ¦Высотная отметка¦ 2,2 ¦ 38,87 ¦ 41,06 ¦ 78,56 ¦ ¦ 90 м ¦ 3,29 ¦ 39,96 ¦ ¦ 88,56 ¦ ¦ ¦ 4,39) ¦ 41,06) ¦ ¦ 98,56) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.А-3 ¦ (2,31 ¦ (47,44 ¦ ¦ (82,07 ¦ ¦пос. Атамановка ¦ 4,62 ¦ 49,75 ¦ 54,37 ¦ 92,07 ¦ ¦ ¦ 6,93 ¦ 52,06 ¦ ¦ 102,07 ¦ ¦ ¦ 9,24) ¦ 54,37) ¦ ¦ 112,07) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ ¦ (2,51 ¦ (70,21 ¦ ¦ (118,11 ¦ ¦ Сц.А-4 ¦ 5,02 ¦ 72,72 ¦ 77,75 ¦ 128,11 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ 7,54 ¦ 75,24 ¦ ¦ 138,11 ¦ ¦ ¦ 10,05) ¦ 77,75) ¦ ¦ 148,11) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий Б) ¦ ¦ D=0,114 м, L=1000 м, Рн=0,2 МПа, Q =15 куб. м/ч, v =0,52 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +----------------T---------------T---------------T-----------T---------------+ ¦ Сц.Б-1 ¦ (0,09 ¦ (3,35 ¦ ¦ (21,03 ¦ ¦Высотная отметка¦ 0,18 ¦ 3,44 ¦ 3,63 ¦ 26,03 ¦ ¦ 70 м ¦ 0,27 ¦ 3,53 ¦ ¦ 31,03 ¦ ¦ ¦ 0,37) ¦ 3,63) ¦ ¦ 36,03) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ ¦ (0,23 ¦ (6,75 ¦ ¦ (37,05 ¦ ¦ Сц.Б-2 ¦ 0,45 ¦ 6,97 ¦ 7,43 ¦ 42,05 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ 0,68 ¦ 7,2 ¦ ¦ 47,05 ¦ ¦ ¦ 0,91) ¦ 7,43) ¦ ¦ 52,05) ¦ L----------------+---------------+---------------+-----------+---------------- Таблица 2 Максимально возможные аварийные разливы нефти при проколе трубопровода -----------------T---------------T-------------------------------------------¬ ¦ Номер сценария ¦ Аварийные ¦ Суммарный аварийный разлив за время до ¦ ¦ Место разлива ¦ разливы ¦закрытия задвижки и свободного вылива после¦ ¦ ¦ до закрытия ¦ закрытия задвижки, т ¦ ¦ ¦ задвижки на +---------------T-----------T---------------+ ¦ ¦ сборной ¦Матрица ¦Максимально¦ Время полного ¦ ¦ ¦ емкости, т ¦суммарного ¦возможный ¦истечения нефти¦ ¦ ¦ ¦выброса ¦аварийный ¦ с момента ¦ ¦ ¦ ¦SUM (M ) ¦разлив ¦ аварии, мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ij r ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ r ¦М , т ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ max ¦ ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий В) ¦ ¦ D=0,159 м, L=5000 м, Рн=0,2 МПа, Q =44 куб. м/ч, v =0,74 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +----------------T---------------T---------------T-----------T---------------+ ¦ Сц.В-1 ¦ (0,08 ¦ (0,19 ¦ 0,43 ¦ (102,79 ¦ ¦ ГРП-3 ¦ 0,16 ¦ 0,27 ¦ ¦ 162,79 ¦ ¦ ¦ 0,23 ¦ 0,35 ¦ ¦ 222,79 ¦ ¦ ¦ 1,31) ¦ 0,43) ¦ ¦ 282,79) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.В-2 ¦ (0,29 ¦ (0,9 ¦ ¦ (118,56 ¦ ¦Высотная отметка¦ 0,59 ¦ 1,19 ¦ 1,78 ¦ 178,56 ¦ ¦ 90 м ¦ 0,88 ¦ 1,49 ¦ ¦ 238,56 ¦ ¦ ¦ 1,18) ¦ 1,78) ¦ ¦ 298,56) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.В-3 ¦ (0,62 ¦ (1,7 ¦ 3,56 ¦ (132,07 ¦ ¦пос. Атамановка ¦ 1,24 ¦ 2,32 ¦ ¦ 192,07 ¦ ¦ ¦ 1,86 ¦ 2,94 ¦ ¦ 252,07 ¦ ¦ ¦ 2,48) ¦ 3,56) ¦ ¦ 312,07) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.В-4 ¦ (0,67 ¦ (2,03 ¦ 4,05 ¦ (168,11 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ 1,35 ¦ 2,7 ¦ ¦ 228,11 ¦ ¦ ¦ 2,02 ¦ 3,38 ¦ ¦ 288,11 ¦ ¦ ¦ 2,7) ¦ 4,05) ¦ ¦ 348,11) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий Г) ¦ ¦ D=0,114 м, L=1000 м, Рн=0,2 МПа, Q =15 куб. м/ч, v =0,52 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +----------------T---------------T---------------T-----------T---------------+ ¦ Сц.Г-1 ¦ (0,05 ¦ (0,28 ¦ ¦ (76,03 ¦ ¦Высотная отметка¦ 0,1 ¦ 0,33 ¦ 0,43 ¦ 136,03 ¦ ¦ 70 м ¦ 0,15 ¦ 0,38 ¦ ¦ 196,03 ¦ ¦ ¦ 0,2) ¦ 0,43) ¦ ¦ 256,03) ¦ +----------------+---------------+---------------+-----------+---------------+ ¦ Сц.Г-2 ¦ (0,12 ¦ (0,49 ¦ 0,86 ¦ (92,05 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ 0,24 ¦ 0,62 ¦ ¦ 152,05 ¦ ¦ ¦ 0,37 ¦ 0,74 ¦ ¦ 212,05 ¦ ¦ ¦ 0,49) ¦ 0,86) ¦ ¦ 272,05) ¦ L----------------+---------------+---------------+-----------+---------------- Оценка массы возможных аварийных разливов в резервуарном парке и наливной эстакаде ОАО "Нефть". Данные о разливе нефти в резервуарном парке и на пункте налива автоцистерн приведены в таблице 3. Таблица 3 Максимально возможные аварийные разливы нефти при разрушении резервуаров и автоцистерны ------------------------------T-------------------------------------------¬ ¦ Резервуар ¦ Максимально возможный аварийный разлив ¦ ¦ ¦ нефти, М , т ¦ ¦ ¦ max ¦ +-----------------------------+-------------------------------------------+ ¦ РВС-1000 ¦ 680 ¦ +-----------------------------+-------------------------------------------+ ¦ Автоцистерна ¦ 11,2 ¦ L-----------------------------+-------------------------------------------- 1.2.2. Определение линейных размеров и площади зеркала аварийных разливов и времени гравитационного растекания нефти Результаты расчетов зеркала разлития нефти приведены в таблицах 4 и 5. Таблица 4 Размеры зеркала разлития нефти при порыве трубопровода ----------------T------T-------T----------T----------T-------------T-------¬ ¦Номер сценария ¦М , ¦Струк- ¦Полное ¦ Площадь ¦ Размеры ¦Объем ¦ ¦Место разлива ¦ max ¦тура ¦время ¦ разлития ¦ разлития ¦загряз-¦ ¦ ¦ т ¦подсти-¦растекания¦ S <*>, +------T------+ненного¦ ¦ ¦ ¦лающей ¦жидкости ¦ кв. м ¦ X, м ¦ Y, м ¦грунта,¦ ¦ ¦ ¦поверх-¦с момента ¦ ¦ ¦ ¦куб. м ¦ ¦ ¦ ¦ности ¦аварии, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦час. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий А) ¦ ¦ D=0,159 м, L=5000 м, Рн=0,2 МПа, Q =44 куб. м/ч, v =0,74 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +---------------T------T-------T----------T----------T------T------T-------+ ¦ Сц.А-1 ¦ 8,93 ¦ грунт ¦ 1,38 ¦ 104,64 ¦21,59 ¦ 6,17 ¦ 5,23 ¦ ¦ ГРП-3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Сц.А-2 ¦41,06 ¦ грунт ¦ 1,65 ¦ 480,41 ¦46,27 ¦13,22 ¦ 24,0 ¦ ¦ Высотная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ отметка 90 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Сц.А-3 ¦54,37 ¦ грунт ¦ 1,88 ¦ 635,39 ¦34,84 ¦23,22 ¦ 31,8 ¦ ¦пос. Атамановка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Сц.А-4 ¦77,75 ¦ грунт ¦ 2,48 ¦ 907,61 ¦41,63 ¦27,76 ¦ 45,4 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий Б) ¦ ¦ D=0,114 м, L=1000 м, Рн=0,2 МПа, Q =15 куб. м/ч, v =0,52 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +---------------T------T-------T----------T----------T------T------T-------+ ¦ Сц.Б-1 ¦ 3,63 ¦ грунт ¦37,2 мин. ¦ 43,63 ¦13,94 ¦ 3,98 ¦ 2,2 ¦ ¦ Высотная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ отметка 70 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------+ ¦ Сц.Б-2 ¦ 7,43 ¦ грунт ¦53,4 мин. ¦ 89,17 ¦13,05 ¦ 8,7 ¦ 4,5 ¦ ¦ р. Елшанка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L---------------+------+-------+----------+----------+------+------+-------- -------------------------------- <*> толщина слоя разлития зависит от кинематической вязкости жидкости, массы аварийного вылива, структуры подстилающей поверхности, характера ландшафта и составляет 0,1 - 0,12 м с учетом пропитки грунта 0,05 м. Таблица 5 Размеры зеркала разлития нефти при проколе трубопровода ----------------------T-------T-------T----------T----------T--------------¬ ¦ Номер сценария ¦М ¦Струк- ¦ Полное ¦ Площадь ¦ Размеры ¦ ¦ Место разлива ¦ max, т¦тура ¦ время ¦ разлития ¦ разлития ¦ ¦ ¦ ¦подсти-¦растекания¦ S, кв. м +------T-------+ ¦ ¦ ¦лающей ¦ жидкости ¦ ¦ X, м ¦ Y, м ¦ ¦ ¦ ¦поверх-¦с момента ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ности ¦ аварии, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ час. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦ Разлив нефти (Сценарий В) ¦ ¦ D=0,159 м, L=5000 м, Рн=0,2 МПа, Q =44 куб. м/ч, v =0,74 м/с ¦ ¦ прк прк ¦ +---------------------T-------T-------T----------T----------T------T-------+ ¦ Сц.В-1 ¦ 0,43 ¦ грунт ¦ 4,72 ¦ 4,99 ¦ 4,72 ¦ 1,35 ¦ ¦ ГРП-3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦ Сц.В-2 ¦ 1,78 ¦ грунт ¦ 4,99 ¦ 20,8 ¦ 9,63 ¦ 2,75 ¦ ¦Высотная отметка 90 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦ Сц.В-3 ¦ 3,56 ¦ грунт ¦ 5,22 ¦ 41,64 ¦ 8,92 ¦ 5,94 ¦ ¦ пос. Атамановка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦ Сц.В-4 р. Елшанка ¦ 4,05 ¦ грунт ¦ 5,82 ¦ 47,31 ¦ 9,51 ¦ 6,34 ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦Разлив нефти (Сценарий Г) ¦ ¦D = 0,114 м, L = 1000 м, Рн = 0,2 МПа, Q = 15 куб. м/ч, v = 0,52 м/с¦ ¦ прк прк ¦ +---------------------T-------T-------T----------T----------T------T-------+ ¦ Сц.Г-1 ¦ 0,43 ¦ грунт ¦ 4,29 ¦ 5,17 ¦ 4,8 ¦ 1,37 ¦ ¦Высотная отметка 70 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------+ ¦ Сц.Г-2 р. Елшанка ¦ 0,86 ¦ грунт ¦ 4,54 ¦ 10,33 ¦ 4,44 ¦ 2,96 ¦ L---------------------+-------+-------+----------+----------+------+-------- -------------------------------- <*> толщина слоя разлития зависит от кинематической вязкости жидкости, массы аварийного вылива, структуры подстилающей поверхности, характера ландшафта и составляет 0,1 - 0,12 м. Для определения направления разлива нефти оценивается характер рельефа местности. С этой целью моделируется профиль местности в двух взаимно перпендикулярных плоскостях сечения рельефа (рисунки 4, 5, 6). Рис. 4 Профиль местности в районе реализации сценария А-2 Рис. 5 Профиль местности в районе реализации сценария А-3 Рис. 6 Профиль местности в районе реализации сценария А-4 Анализ профиля местности, показал, что нефть при аварийных разливах будет растекаться в западном - северо-западном направлениях от места порыва трубы. Зоны максимально возможного разлития нефти на прилегающей к трубопроводам территории при реализации сценариев "А" и "Б" показаны на рисунке 7. Рис. 7 Зоны максимального возможного разлития нефти на прилегающей к трубопроводам территории при реализации сценариев "А" и "Б" Численные характеристики резервуарного парка нефтехранилища представлены в таблице 6. Таблица 6 Численные характеристики резервуарного парка нефтехранилища ----------------------------------------------------------------T---------¬ ¦ Показатели ¦РВС-1000 ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Диаметр резервуара, м ¦ 10,4 ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Площадь обвалования S , кв. м ¦ 7800 ¦ ¦ обвл. ¦ ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Высота обвалования, м ¦ 1,6 ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Площадь занимаемая резервуарами, S , кв. м ¦ 475 ¦ ¦ р. ¦ ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Площадь зеркала разлития в обваловании S , кв. м ¦ 7325 ¦ ¦ рзл ¦ ¦ +---------------------------------------------------------------+---------+ ¦Толщина слоя разлития в обваловании после разрушения резервуара¦ 0,11 ¦ ¦h , ¦ ¦ ¦ сл. м ¦ ¦ L---------------------------------------------------------------+---------- Размеры зеркала разлития и время гравитационного растекания нефти при разрушении резервуара в нефтехранилище и автоцистерны на пункте налива нефти приведены в таблице 7. Таблица 7 Основные результаты расчета зон действия поражающих факторов для сценариев развития аварии с разливом нефти ------------------------------------------------------T-------------------¬ ¦ Параметры ¦ Номер сценария ¦ ¦ +---------T---------+ ¦ ¦ Д ¦ Е ¦ +-----------------------------------------------------+---------+---------+ ¦Площадь разлития, кв. м ¦ 7025 ¦ 129 ¦ +-----------------------------------------------------+---------+---------+ ¦Размеры разлития (радиус), м ¦ 49 ¦ 6,4 ¦ +-----------------------------------------------------+---------+---------+ ¦Толщина слоя разлития, м ¦ 0,11 ¦ 0,1 ¦ +-----------------------------------------------------+---------+---------+ ¦Время разлития, с ¦ 32,3 ¦ 3,8 ¦ L-----------------------------------------------------+---------+---------- 1.2.3. Определение зон возможного теплового поражения при максимально возможных разливах нефти Оценка зон теплового поражения при максимально возможных разливах нефти в резервуарных парках. Оценка зон теплового поражения при пожарах разлития нефти приведена в таблице 8. Таблица 8 Вероятные зоны действия теплового излучения -------T------------T--------------T--------------T-----------------------¬ ¦Сцена-¦Максимально ¦ Максимально ¦Время полного ¦ Уровни теплового ¦ ¦рий ¦ возможная ¦ возможная ¦ выгорания ¦ потока (кВт/кв. м) ¦ ¦ ¦ масса ¦ площадь ¦ нефти, час. ¦ на расстоянии (м) ¦ ¦ ¦ аварийного ¦ зеркала ¦ ¦ от фронта пламени ¦ ¦ ¦ разлива, т ¦ аварийного ¦ +-------T-------T-------+ ¦ ¦ ¦разлива, кв. м¦ ¦ 7,0 ¦ 3,5 ¦ 1,4 ¦ +------+------------+--------------+--------------+-------+-------+-------+ ¦ Д ¦ 680 ¦ 7025 ¦ 0,65 ¦ 50 ¦ 77 ¦ 123 ¦ +------+------------+--------------+--------------+-------+-------+-------+ ¦ Е ¦ 11,2 ¦ 129 ¦ 0,65 ¦ 9,5 ¦ 14 ¦ 24 ¦ L------+------------+--------------+--------------+-------+-------+-------- Примечание: 7,0 кВт/кв. м - порог теплового поражения - непереносимая боль, ожоги II степени через 20 - 30 с (ГОСТ Р 12.3.047-98); 3,5 кВт/кв. м - безопасное эвакуационное расстояние для персонала объекта (НПБ-107-97, стр. 19); 1,4 кВт/кв. м - безопасное для человека длительное время (ГОСТ Р 12.3.047-98). 1.2.4. Оценка частоты реализации опасностей на трубопроводе перекачки нефти и в резервуарных парках В последние годы возросла агрессивность перекачиваемых по трубопроводам веществ, что связано с вступлением большинства старых месторождений в более позднюю стадию разработки, увеличением доли месторождений с повышенным содержанием сероводорода в нефти, массовым применением методов заводнения пластов. Отмечается отсталый технический и технологический уровень производства, изношенность оборудования. Общее состояние нефтепромысловых трубопроводов может характеризоваться как критическое, требующее принятия срочных радикальных мер. Высокий уровень аварийности обусловлен низкой коррозионной стойкостью применяемых труб, изготовленных из малоуглеродистых низколегированных сталей и отсутствием противокоррозионных покрытий на внутренних и наружных поверхностях. На нефтепромысловых трубопроводах износ достигает 80 процентов. Основной причиной аварий является физический износ и коррозия металла. На долю этой причины приходится 60 - 70 процентов всех аварий. Это обосновывается тем, что: во-первых, в промысловых нефтепроводах, в отличие от магистральных, перекачивается не чистая нефть, а скорее нефтесодержащая жидкость, в которой вода, идущая из скважины вместе с нефтью и "неравнодушная" к металлу, составляет до половины перекачиваемых на промыслах объемов продукта; во-вторых, в промысловой нефти есть и песок, и другие взвеси с абразивными свойствами; в-третьих, некоторые скважины дают не только нейтральные для металла углеводороды, но и агрессивные компоненты, активно разрушающие трубу, например сероводород. Данные причины, а также значительный физический износ объясняют высокую частоту аварий на промысловых нефтепроводах. Статистика аварий на промысловых трубопроводах Российской Федерации: протяженность промысловых трубопроводов - 350 тыс. км (государственный доклад МЧС); возраст трубопроводного транспорта составляет от 25 до 35 лет; число аварий на промысловых трубопроводах - 25477 аварий за год (по данным Минтопэнерго РФ); 20000 аварий за год (из государственного доклада МЧС); - 2 - 2 интенсивность аварий - 5,71 x 10 : 7,28 x 10 аварий/год x км. Причины отказа внутрипромысловых нефтепроводов: 91 процент - внутренняя коррозия; 3,9 процента - внешняя коррозия; 2,8 процента - строительные дефекты; 0,8 процента - нарушение правил эксплуатации; 1,5 процента - прочее. Статистика аварий на промысловых трубопроводах по Саратовской области приведена в таблице 9. Таблица 9 Статистика аварий на межпромысловых нефтепроводах Саратовской области ----------------------T------T------T------T-------T------T-------T-------¬ ¦ Трубопроводы ¦ год ¦d, мм ¦L, км ¦P, атм.¦Коли- ¦ Вид ¦Причина¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦чество¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварий¦ ¦ ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦НСП22 - ГС ¦ 2000 ¦ 325 ¦ 74 ¦ 45 ¦ 5 ¦ прорыв¦ корр. ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦Колотовка - Рыбушка ¦ 2000 ¦ 159 ¦ 29 ¦ 24 ¦ 2 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦Малиновский овр. - ¦ 2000 ¦ 159 ¦ 39,5 ¦ 35 ¦ 4 ¦- // - ¦- // - ¦ ¦Гуселка +------+ ¦ ¦ +------+-------+-------+ ¦ ¦ 2001 ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦Язовка - Урицкое ¦ 2000 ¦ 159 ¦ 34,7 ¦ 28 ¦ 1 ¦- // - ¦- // - ¦ ¦ +------+ ¦ ¦ +------+-------+-------+ ¦ ¦ 2001 ¦ ¦ ¦ ¦ 3 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦СП1-ГС ¦ 2000 ¦ 159 ¦ 30,7 ¦ 10 ¦ 1 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦СП18-СП20 ¦ 2000 ¦ 168 ¦ 30,7 ¦ 25 ¦ 2 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦СП12-СП20 ¦ 2000 ¦ 273 ¦ 40,6 ¦ 10 ¦ 1 ¦- // - ¦- // - ¦ +---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------+ ¦СП11-СП13 ¦ 2000 ¦ 114 ¦ 11 ¦ 20 ¦ 1 ¦- // - ¦- // - ¦ L---------------------+------+------+------+-------+------+-------+-------- Основываясь на статистике аварий можно констатировать, что по Саратовской области средний уровень аварийности на нефтепромысловых - 2 трубопроводах составляет 3,62 x 10 авар./год км. Эти данные достаточно хорошо коррелируют с данными об аварийности на промысловых трубопроводах Российской Федерации. Исходя из предположения отказов трубопровода, среднестатистическая частота (вероятность) аварий на межпромысловых трубопроводах по Саратовской - 2 области составит 3,55 x 10 1/год км. Учитывая данную информацию, время эксплуатации трубопроводов, а также используя коэффициент пересчета среднестатистической частоты аварий по нефтепроводам Саратовской области на диаметр труб Атамановского месторождения, принимаем для дальнейших расчетов следующие величины частоты аварий, приведенные в таблице 10. Таблица 10 Частота аварий на продуктопроводах ---------------------------------------------------T----------------------¬ ¦ Наименование трассы нефтепровода ¦ Частота аварии ¦ ¦ ¦ лямбда , ¦ ¦ ¦ ср ¦ ¦ ¦ 1/год x км ¦ +--------------------------------------------------+----------------------+ ¦Южный купол - сборный пункт нефти ¦ - 2 ¦ ¦ ¦ 2,94 x 10 ¦ +--------------------------------------------------+----------------------+ ¦Северный купол - сборный пункт нефти ¦ - 2 ¦ ¦ ¦ 1,82 x 10 ¦ L--------------------------------------------------+----------------------- Потенциальный риск R(E) реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефтепродуктов определялся по величине лямбда с учетом ср экспертных оценок специфики эксплуатации промысловых трубопроводов, внешних антропогенных факторов и условий прокладки, вероятности возникновения соответствующего уровня разгерметизации трубопровода (коррозионный свищ, усталостная трещина, гильотинный разрыв), вероятности проведения аварийно-восстановительных работ. Результаты расчетов риска реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефти с Южного и Северного куполов на сборный пункт нефти приведены в таблице 11. Таблица 11 Потенциальный риск реализации опасности на продуктопроводах ---------------T----------------------------------------------------------¬ ¦ Ожидаемые ¦ Потенциальный риск разлива нефти ¦ ¦ последствия ¦ на рассматриваемом участке трассы нефтепровода, 1/год ¦ ¦ аварии ¦ ¦ +--------------+----------------------------------------------------------+ ¦ Южный купол - сборный пункт нефти ¦ +--------------T--------------T--------------T--------------T-------------+ ¦порыв ¦Сценарий А-1 ¦Сценарий А-2 ¦Сценарий А-3 ¦Сценарий А-4 ¦ ¦ ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ ¦ ¦0,22 x 10 ¦0,31 x 10 ¦0,41 x 10 ¦0,17 x 10 ¦ +--------------+--------------+--------------+--------------+-------------+ ¦прокол ¦Сценарий В-1 ¦Сценарий В-2 ¦Сценарий В-3 ¦Сценарий В-4 ¦ ¦ ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ ¦ ¦0,51 x 10 ¦0,72 x 10 ¦0,95 x 10 ¦0,39 x 10 ¦ +--------------+--------------+--------------+--------------+-------------+ ¦ Северный купол - сборный пункт нефти ¦ +--------------T-----------------------------T----------------------------+ ¦порыв ¦Сценарий Б-1 ¦Сценарий Б-2 ¦ ¦ ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ ¦ ¦0,19 x 10 ¦0,082 x 10 ¦ +--------------+-----------------------------+----------------------------+ ¦прокол ¦Сценарий Г-1 ¦Сценарий Г-2 ¦ ¦ ¦ - 2 ¦ - 2 ¦ ¦ ¦0,45 x 10 ¦0,2 x 10 ¦ L--------------+-----------------------------+----------------------------- Оценка частоты реализации опасностей в резервуарных парках Для оценки потенциального риска необходимо знать частоту лямбда возникновения и развития аварии на объекте, а также вероятности А последствий поражающего воздействия. Значение величины лямбда определялось методами математической А статистики с учетом среднестатистических данных об авариях резервуаров на объектах хранения нефти. По данным работы анализ разрушений резервуаров представлен как частная выборка из генерального статистического массива зарегистрированных случаев пожаров и аварий на резервуарах по стране за тридцатипятилетний период с 1960 по 1995 годы (рисунок 8). Используя непараметрические методы математической статистики для малой выборки объективно ограниченного объема и статистические данные о распределении разрушившихся резервуаров по вместимости (рисунок 9), рассчитаем частоту аварий на резервуарах с полным их разрушением. Рис. 8 Статистика разрушений резервуаров за тридцатипятилетний период с 1960 по 1995 годы Рис. 9 Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости Частота возникновения аварии в течение года в расчете на один - 3 резервуар составляет 3,1 x 10 1/год для резервуаров РВС-1000. От базовой, обобщенной частоты аварий для резервуарных парков страны необходимо перейти к частоте аварий на резервуарах объектов нефти добычи. С этой целью, используя данные о характере распределения разрушившихся резервуаров по отраслям промышленности (рисунок 10), определим частоту аварий в резервуарных парках. Рис. 10 Распределение разрушившихся резервуаров по отраслям промышленности С учетом вышесказанного частота аварий в резервуарном парке составляет - 4 - 1 5,27 x 10 год на резервуар для РВС-1000. Оценка частоты реализации опасностей на пункте налива автоцистерн. Логическая схема дерева отказов автоцистерны приведена на рисунке 11. Рис. 11 Дерево отказов автоцистерны Частота разрушения автоцистерны при сливо-наливных операциях на - 4 эстакаде слива нефти составит по результатам расчета 4,62 x 10 в год. 1.3. Силы и средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти при авариях 1.3.1. Средства, привлекаемые к ликвидации разлива Для ликвидации аварийного разлива нефти используются силы и средства ОАО "Нефть": собственные - 11 единиц техники и привлеченные 9 единиц. Личный состав - 33 человека. Для приведения формирований в готовность определено: 1 час в летнее время и 1,5 часа в зимнее время. Формирования укомплектованы индивидуальными средствами защиты на 80 процентов. При необходимости для локализации аварийного разлива нефти привлекаются профессиональные аварийные формирования ОАО "Саратов-нефтегаз" в соответствии с планом взаимодействия. Эти формирования расположены в Соколовогорском цехе (правобережных нефтегазопроводов). Нормативное время локализации аварийного разлива нефти на почве - 6 часов. Ответственный за организацию взаимодействия сил и средств на объекте - главный инженер ОАО "Нефть" Андрианов С.П. Средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти, представлены в таблице 12. Таблица 12 Средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти ----T--------------------T-------T-----------T---------T------------------¬ ¦ № ¦ Состав средств для ¦Кол-во,¦Технические¦ Время ¦ Дислокация ¦ ¦п/п¦ ликвидации аварии ¦ (ед.) ¦возможности¦доставки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ к месту ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ аварии, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (час.) ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦ Собственные средства ¦ +---T--------------------T-------T-----------T---------T------------------+ ¦1. ¦Автобус (Газель 32¦ 1 ¦ 10 чел. ¦ 2 ¦ г. Саратов ¦ ¦ ¦213) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦2. ¦Экскаватор ЭО-2626 ¦ 1 ¦0,45 куб. м¦ 2 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦3. ¦Бульдозер Т-170 ¦ 1 ¦ 100 ¦ 2 - 3 ¦ п. Елшанка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦куб. м/час ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦4. ¦Нефтевоз МАЗ-5337 ¦ 1 ¦ 8 куб. м ¦ 1,5 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦5. ¦Нефтевоз КамАЗ-53212¦ 1 ¦ 8 куб. м ¦ 1,5 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦6. ¦ППУ КрАЗ-255 ¦ 1 ¦ 130 ¦ 2 ¦ п. Елшанка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦куб. м/час ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦7. ¦Самосвал КрАЗ-256 ¦ 1 ¦ 8 т ¦ 1,5 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦8. ¦ЗИЛ-131Н - сварка ¦ 1 ¦ - ¦ 2 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦9. ¦КамАЗ-5320 бортовой ¦ 1 ¦ 7 т ¦ 1,5 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦10.¦ЗИЛ-157 бортовой ¦ 1 ¦ 5 т ¦ 1,5 ¦ п. Елшанка ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦11.¦Оперативная а/м ¦ ¦ ¦ ¦ п. Елшанка ¦ ¦ ¦УАЗ-462 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦ Привлекаемые средства ¦ +---T--------------------T-------T-----------T---------T------------------+ ¦1. ¦Автокран К-175 ¦ 1 ¦Развернут, ¦ 1,5 - 2 ¦Соколовая гора, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 подъем - ¦ ¦ОАО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 10 мин. ¦ ¦"Саратов-нефтегаз"¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦2. ¦Трейлер - перевозка ¦ 1 ¦ ¦ 1,5 ¦ ¦ ¦ ¦трактора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦3. ¦Электростанция ¦ 1 ¦ 20 кВт ¦ 1,5 ¦ ¦ ¦ ¦ЭСД-20 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦4. ¦Передвижной насосный¦ 1 ¦ Q=130 ¦ 1,5 ¦Саратовское РНУ, ¦ ¦ ¦агрегат (ПНУ) ¦ ¦куб. м/час ¦ ¦ЛПДС, Соколовая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гора ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦5. ¦А/м ЗИЛ-130 ¦ 1 ¦ ¦ 1,5 - 2 ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦6. ¦Бочка - прицеп для ¦ 1 ¦ 0,5 т ¦ ¦ ¦ ¦ ¦воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦7. ¦Бензовоз ГАЗ-52 ¦ 1 ¦ 3 т ¦ 1,5 - 2 ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦8. ¦ПАРМ ЗИЛ 120 ¦ 1 ¦ 5 т ¦ 1,5 - 2 ¦ ¦ ¦ ¦(мастерская) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------+ ¦9. ¦Скиммерная установка¦ 1 ¦ 45 т/час ¦ 2 ¦Саратовское РНУ, ¦ ¦ ¦"Магнум-200" ¦ ¦ ¦ ¦ЛПДС, Соколовая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гора ¦ L---+--------------------+-------+-----------+---------+------------------- Технические средства рассчитаны для наиболее значимого сценария АП-3 из расчета локализации его последствий в течение 6 часов. Причем привлекаемые силы от ОАО "Саратовнефтегаз" находятся примерно в 40 км от места аварии и будут сдерживать ликвидацию аварийного разлива нефти, хотя по количеству они позволяют ОАО "Нефть" локализовать аварию в установленные сроки. Приведенные в таблице 12 средства, привлекаемые для локализации и ликвидации аварийных разливов нефти, рассчитаны из условия ликвидации наиболее тяжелых по своим последствиям сценариев аварий: А-1 (ГРП-3), А-2 (отм. 90), А-3 (п. Атамановка), А-4 (р. Елшанка). Эти аварии связаны с прорывом трубопровода D = 0,159 м в Южном куполе. Сценарии, связанные с проколом нефтепровода - В-1, В-2, В-3, В-4, Г-1, Г-2, имеют значительно меньшие (примерно в 20 раз) аварийные выливы нефти, которые могут быть локализованы и ликвидированы в значительно меньшие сроки и меньшими силами. Это касается и сценариев Б-1 (отм. 70) и Б-2 (р. Елшанка), которые описывают прорыв трубопровода с незначительными последствиями (разлив 3,63 и 7,43 т нефти). Исходя из вышесказанного, в дальнейшем рассмотрим силы и средства, необходимые для локализации аварийных разливов нефти по сценариям А-1, А-2, А-3, А-4. Риск таких аварий достаточно высок и составляет по Саратовской - 2 области на межпромысловых трубопроводах 3,55 x 10 1/год x км. Локализация аварийных разливов нефти производится имеющимися средствами самого предприятия, а в случае необходимости привлекаются средства в соответствии с планом взаимодействия. В таблице 13 приведены основные показатели длительности работы технических средств при локализации аварийных разливов нефти. Таблица 13 Показатели длительности работы технических средств при локализации аварийных разливов нефти ----T-----------------------------T---------------------------------------¬ ¦ № ¦ Наименование показателя ¦ Номер сценария ¦ ¦п/п¦ +---------T---------T---------T---------+ ¦ ¦ ¦ А-1 ¦ А-2 ¦ А-3 ¦ А-4 ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦1. ¦Объем вылившейся нефти, т ¦ 8,93 ¦ 41,06 ¦ 54,37 ¦ 77,75 ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦2. ¦Площадь разлива нефти на¦ 104,64 ¦ 480,41 ¦ 635,39 ¦ 907,61 ¦ ¦ ¦поверхности земли, кв. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦3. ¦Длина и ширина пятна нефти, м¦ 21,6 x ¦ 46,3 x ¦ 34,8 x ¦ 41,6 x ¦ ¦ ¦ ¦ 6,2 ¦ 13,2 ¦ 23,2 ¦ 27,8 ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦4. ¦Время работы двух бульдозеров¦ 0,6 ¦ 2,5 ¦ 3,3 ¦ 4,6 ¦ ¦ ¦по сбору грунта, час. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦5. ¦Объем собранного грунта, ¦ 5,2 ¦ 24 ¦ 31,7 ¦ 45,4 ¦ ¦ ¦куб. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦6. ¦Количество рейсов самосвала¦ 1 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 7 ¦ ¦ ¦КамАЗ с плечом отвоза 40 км ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------+ ¦7. ¦Время сбора нефти с¦ - ¦ 0,7 ¦ 1,2 ¦ 1,7 ¦ ¦ ¦поверхности земли в амбар¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦уст. "Магнум-200", час. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L---+-----------------------------+---------+---------+---------+---------- Результаты расчетов, приведенные в таблице 13, получены при следующих исходных данных: 1. Номинальная производительность скиммерной установки по сбору нефти с поверхности земли типа "Магнум-200" - 45 куб. м/час. 2. Номинальная производительность насосного агрегата ПНУ - 130 куб. м/час. 3. Коэффициент эффективности работы технических средств в среднем - 0,475. 4. Производительность бульдозера при сборе грунта - 100 куб. м/час. 5. Грузоподъемность самосвала КамАЗ - 7 куб. м (грунта). 6. Удаление загрязненного грунта толщиной 5 см вручную с укладкой в контейнер - 5 куб. м/час. Примечание: работа скиммерной установки будет затруднена из-за больших перепадов на местности, поэтому будет применяться и ручной труд. По этой причине время сбора может увеличиться в 1,5 - 2 раза. 1.3.2. Силы, привлекаемые к ликвидации разлива нефти В соответствии с пунктом 4 Правил организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации" определено, что организации обязаны: создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями, выполняющими работы по ликвидации разливов нефти, имеющими соответствующие лицензии и аттестованные в установленном порядке. Пункт 7 указанных Правил определяет, что время локализации разлива на акватории - 4 часа, а на почве - 6 часов с момента обнаружения разлива нефти. Эти требования определяют состав сил и средств для локализации аварийного разлива нефти и порядок их действий. Мероприятия по сбору нефти считаются завершенными, если прекратился сброс нефти, произведен сбор нефти, исходя из технических возможностей применяемых механизмов, собранные нефтепродукты не угрожают вторичному загрязнению территории. Приказом генерального директора для локализации аварийных разливов нефти создается комиссия по чрезвычайным ситуациям ОАО "Нефть", постоянно действующий штаб по локализации аварийных разливов нефти в следующем составе: 1. Руководитель работ - главный инженер (он же возглавляет оперативную группу). 2. Первый помощник руководителя работ - координирует деятельность рабочих групп, контролирующих и заинтересованных организаций. 3. Второй помощник руководителя работ - ведет документацию по ликвидации аварии (оперативный журнал ликвидации аварии). 4. Начальник ремонтной группы № 1 (4 человека) - организует перекрытие задвижек, врезку патрубков, откачку нефти из поврежденного участка трубопровода, вскрытие и ремонт поврежденного участка трубопровода. 5. Руководитель группы № 2 подготовки и доставки технических средств к месту аварии (5 человек) - с объявлением аварийной ситуации немедленно готовит технические средства для сбора нефти, организует их погрузку и разгрузку на месте аварии. Уточняет для водителей маршрут следования транспорта к месту установки технических средств. На месте аварии разворачивает передвижные насосы, сборные емкости, соединительные рукава. Организует доставку электроагрегатов, электрокабелей, технических средств связи, вагонов-бытовок, палаток, оборудования полевой кухни, питьевой воды и т.д. 6. Руководитель группы № 3 энергообеспечения (3 человека) - обеспечивает совместно с группой доставки технических средств доставку техники на место аварии. Проводит прокладку кабелей электропитания к приводам нефтесборщиков, перекачивающих насосов, электроосвещения, связи и других потребителей электроэнергии. Выполняет планировку территории, подъездов к объектам на месте аварии, обвалований, котлованов (амбаров) и других земляных работ. 7. Руководитель группы № 4 ликвидации последствий аварийного разлива нефти (14 человек) - обеспечивает выполнение работ по сбору нефти в местах ее разлива техническими средствами, а в местах, недоступных для нефтесборщиков - вручную. Таким образом, в зависимости от аварийной ситуации можно распределить специалистов в соответствии с предложенной спецификацией. Это дает возможность организовать обучение по группам. Руководящий состав и командиры групп в случае аварии оповещаются дежурным диспетчером ОАО "Нефть" в соответствии с рисунком 12. Раздел 2. ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ (ОПЕРАТИВНАЯ ЧАСТЬ) В разделе 1 были определены размеры аварийных разливов нефти, состав и дислокация сил и средств, их технические возможности и время доставки к месту аварийного разлива нефти. В настоящем разделе (таблица 14) определен порядок действий сил и средств по различным сценариям аварийных разливов нефти. Таблица 14 Оперативная часть плана ликвидации аварийных разливов нефти ----T-----------------------------T----------------------T------------T--------T-----------¬ ¦ № ¦ Наименование сценариев ¦ Последовательность ¦Исполнители,¦Места ¦Ответствен-¦ ¦п/п¦ аварий, места их ¦ организационных ¦обеспечива- ¦нахожде-¦ный ¦ ¦ ¦ возникновения, ¦ и технических ¦ющие ¦ния ¦руководи- ¦ ¦ ¦ возможный сценарий ¦ мероприятий по ¦выполнение ¦средств ¦тель ¦ ¦ ¦ развития ЧС ¦ спасению людей, ¦мероприятий ¦для ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ локализации ¦по ¦ликвида-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ и ликвидации ¦ликвидации ¦ции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ последствий ¦разлива, ¦аварии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ разлива ¦оповещению и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.д. ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦1 ¦Сценарий А-2. Гильотинный ¦На место аварии¦Главный ¦Сборный ¦Главный ¦ ¦ ¦разрыв трубопровода. ¦прибывает оперативная¦инженер ¦пункт ¦инженер ¦ ¦ ¦Труба D=0,152 м, Р =0,2 МПа, ¦группа ОАО "Нефть". ¦Андрианов ¦Атаман- ¦Андрианов ¦ ¦ ¦ н ¦Техника: УАЗ-452 - 1 ¦С.П. ¦ского ¦С.П. ¦ ¦ ¦L=500 м, Q =44 куб. м/час, ¦ед. ¦ ¦место- ¦ ¦ ¦ ¦ ПРК ¦Ремонтная группа № 1 -¦Мастер ¦рождения¦ ¦ ¦ ¦V =0,74 м/с. ¦4 чел. с техническим¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ПРК ¦обеспечением. ¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Выброс на грунт 41,06 т ¦Техника: автокран¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти, отм. 90 м. Время ¦К-175 - 1 ед.,¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦растекания - 1,65 час., ¦экскаватор ЭО-2626 - 1¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦S =480,41 кв. м, ¦ед., бульдозер Т-170 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦1 ед., автоагрегат¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦X=46,27 м, Y=13,22 м ¦сварочный ЗИЛ-131Н - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., ПАРМ ЗИЛ-130 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., бензовоз ГАЗ-52 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Осуществляет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекрытие задвижек,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦откачку нефти из¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода во¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦временный амбар,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦уборку участка,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подсыпку песка на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦розлив, вскрытие¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода, вырезку¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Зачистка котлована,¦Инженер ОТ и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сварка катушки,¦ТБ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦проверка швов,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦проверка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦герметичности. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Антикоррозионное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦покрытие трубы мелкой¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лентой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Поликен-955-25" или¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Поликен 380-25". Пуск¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа ¦Главный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергообеспечения № 3¦энергетик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(совместно с группой¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦№ 2 доставки техники -¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦5 чел.). ¦Цыганков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Совместно с группой¦П.И. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦доставки техники¦Старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦производят ¦механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦транспортировку ¦Максимушкин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦техники к месту¦С.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварии, прокладывают¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кабели электропитания¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к местам размещения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦потребителей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии и для¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦освещения. Выполняют¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦планировку территории¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на склонах оврага,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦прокладку ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦металлических рукавов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к нефтесборщикам от¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборных емкостей.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: автоагрегат¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сварочный ЗИЛ 131Н - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., КамАЗ-5320¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бортовой, ППУ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КрАЗ-255, самосвал¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КрАЗ-256, бульдозер¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Т-170 - 1 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа контроля № 5 - ¦Инженер по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 чел. ¦ТБОС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Проба грунта на¦(эколог) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦наличие углеводородов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в земле и воздухе. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: УАЗ-452 - 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа организации¦Помощник ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта № 6 - 2 чел. ¦исполнитель-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Организуют подвоз или ¦ного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦приготовление ¦директора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горячей пищи, воды¦ОАО "Нефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(спальные ¦по снабжению¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦принадлежности при¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦необходимости), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разворачивают палатки¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(зимой с обогревом). ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: автомашина¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗИЛ-130 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦прицеп - бочка с водой¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 шт. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа локализации и¦Начальник ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сбора аварийных¦участка по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разливов нефти № 4. ¦добыче нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разворачивают ¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщики, ¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отрывают амбары для¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦собранной нефти,¦Мастер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦устанавливают сборные¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦емкости. ¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: бульдозер¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Т-170 - 1 ед.,¦Цыганков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦электростанция ЭСД-20¦П.И. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 ед., нефтевоз¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КамАЗ-53212 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтевоз МАЗ-5337 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., ППУ КрАЗ-255 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., самосвал КрАЗ-256¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦2 ¦Сценарий А-3. Гильотинный ¦На место аварии¦Главный ¦ ¦Главный ¦ ¦ ¦разрыв трубопровода. ¦прибывает оперативная¦инженер ¦ ¦инженер ¦ ¦ ¦Труба D=0,152 м, Р =0,2 МПа, ¦группа ОАО "Нефть" в¦Андрианов ¦ ¦Андрианов ¦ ¦ ¦ н ¦составе 3 чел. ¦С.П. ¦ ¦С.П. ¦ ¦ ¦L=500 м, Q =44 куб. м/час, ¦Техника: УАЗ-452 - 1 ¦Мастер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ПРК ¦ед. ¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦V =0,74 м/с. ¦Ремонтная группа № 1 -¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ПРК ¦4 чел. с техническим¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Выброс на грунт 54,37 т ¦обеспечением ¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти, п. Атамановка. Полное ¦Техника: автокран¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦время растекания - 1,88 час.,¦К-175 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦S =635,39 кв. м, X=34,84 м, ¦экскаватор ЭО-2626 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ p ¦ед., бульдозер Т-170 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Y=23,22 м, V =31,7 куб. м. ¦1 ед., электростанция¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ заг ¦ЭСД-20 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦автоагрегат сварочный¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗИЛ-131Н - 1 ед., ПАРМ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗИЛ-130 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бензовоз ГАЗ-52 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Осуществляет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекрытие задвижек,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦откачку нефти из¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода во¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦временный амбар,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦уборку участка,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подсыпку песка на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦розлив, вскрытие¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода, вырезка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Зачистка котлована,¦Инженер ОТ и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сварка катушки,¦ТБ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦проверка швов,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦проверка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦герметичности. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Антикоррозионное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦покрытие трубы мелкой¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лентой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Поликен-955-25" или¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Поликен 380-25". Пуск¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа ¦Главный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергообеспечения № 3 ¦энергетик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- (с группой доставки ¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦техники № 2). ¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Производят ¦Старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦транспортировку ¦механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦техники к месту¦Максимушкин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварии, прокладывают¦С.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кабели электропитания¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к местам размещения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦потребителей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии и для¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦освещения, прокладку¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦металлических рукавов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к нефтесборщикам от¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборных емкостей¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦или от временных¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбаров. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: бульдозер¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Т-170 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦электростанция ЭСД-20¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 ед., КамАЗы с¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ассенизационной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦жидкостью - 2 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦палатки лагерные - 3¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., кабели силовые -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1,5 км, а/м ЗИЛ-130 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 ед., сборные емкости¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 2 шт., самосвалы¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КамАЗ - 2 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа локализации и¦Начальник ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сбора аварийных¦участка по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разливов нефти № 4. ¦добыче нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разворачивают ¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщики, ¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отрывают амбары для¦Мастер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦собранной нефти,¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦производят расстановку¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦емкостей и рукавов к¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ним от нефтесборщиков,¦Цыганков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦задействуют амбары для¦П.И. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦временного сбора¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти. Одновременно¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщики вывозят¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефть на сборный¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пункт. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КамАЗы-нефтесборщики -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 ед., в зимнее время¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ППУ - 1 ед., ЗИЛ-130¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бортовые - 2 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Магнум-200", емкости¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разборные - 3 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лопаты совковые - 10¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., сорбент - 300 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦400 кг, рукава¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦металлические - 200 -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦300 м, бульдозеры¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦С-100 - 2 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦самосвалы КамАЗ - 2¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., передвижной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦насосный агрегат ПНА¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Q=130 куб. м/час (в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦случае необходимости) ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа контроля № 5 - ¦Инженер по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 чел. ¦ТБОС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Проба грунта на¦(эколог) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦наличие углеводородов¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в земле и воздухе. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: УАЗ-452 - 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа организации¦Помощник ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта № 6 - 2 чел. ¦исполнитель-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Организуют подвоз или ¦ного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦приготовление горячей ¦директора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пищи, воды (спальные ¦ОАО "Нефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦принадлежности при ¦по снабжению¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦необходимости), ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разворачивают палатки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(зимой с обогревом). ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: автомашина¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗИЛ-130 - 1 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦прицеп - бочка с водой¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 шт. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦Примечание: сценарий А-4 ввиду его ничтожно малого риска реализации не рассматривается ¦ +---T-----------------------------T----------------------T------------T--------T-----------+ ¦3. ¦Сценарий Д. Разрушение ¦На место аварии¦Главный ¦ ¦Главный ¦ ¦ ¦резервуара. Разлитие нефти ¦прибывает оперативная¦инженер ¦ ¦инженер ¦ ¦ ¦в обваловании. ¦группа ОАО "Нефть" в¦Андрианов ¦ ¦Андрианов ¦ ¦ ¦Полное разрушение резервуара ¦составе 3 чел. ¦С.П. ¦ ¦С.П. ¦ ¦ ¦РВС-1000, разлив нефти в ¦Техника: УАЗ-452- 1 ¦Мастер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обваловании - 680 т, площадь ¦ед. ¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦обвалования S = 7800 кв. м ¦Ремонтная группа № 1 -¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обв ¦4 чел. ¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦S =7325 кв. м, ¦Обеспечивают доставку¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ разл ¦передвижного насосного¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦h =0,11 м, ¦агрегата для перекачки¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обв ¦нефти из обвалования в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦t =32,3 сек. ¦резервную емкость и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ разл ¦остатков нефти из¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварийного резервуара¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в резервную емкость.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Используют также¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стационарную систему¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекачки нефти в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦резервную емкость. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: передвижной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦насосный агрегат ПНА¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Q=130 куб. м/час,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтевозы - 2 ед.,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бульдозер "Беларусь" -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ед., самосвал КамАЗ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- 1 ед., в зимнее¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦время ППУ - 1 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа локализации и¦Начальник ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сбора аварийных¦участка по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разливов нефти № 4 -¦добыче нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦14 чел. ¦Антропов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦После откачки нефти из¦А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обвалования приступают¦Мастер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к его зачистке, для¦капитального¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦чего разворачивают¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сборные емкости. ¦скважин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Нефтесборщики ¦Цыганков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекачивают нефть из ¦П.И. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сборных емкостей и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отвозят в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦шламонакопитель. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Применяется ручной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦труд - сбор нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лопатами в сборные¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦емкости. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Техника: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КамАЗы-нефтесборщики -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 ед., бульдозер 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., кран К-175 - 1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ед., самосвал КамАЗ -¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа доставки¦Старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦техники № 2 - 5 чел. ¦механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Осуществляет доставку¦Максимушкин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦недостающей техники из¦С.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦места ее постоянной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дислокации (п.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Елшанка) ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦ ¦ ¦Группа контроля № 5 - ¦Инженер по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦2 чел. ¦ТБОС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦После сбора нефти¦(эколог) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦осуществляют контроль¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦за наличием¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦углеводородов в земле¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦и воздухе ¦ ¦ ¦ ¦ +---+-----------------------------+----------------------+------------+--------+-----------+ ¦Авария на нефтевозе (11,2 т нефти) не рассматривается ввиду того, что она не проходит по ¦ ¦критериям МЧС как чрезвычайная ситуация ¦ L------------------------------------------------------------------------------------------- Раздел 3. ОРГАНИЗАЦИЯ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО, ИНЖЕНЕРНОГО, МЕДИЦИНСКОГО И ФИНАНСОВОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ 3.1. Медицинская, инженерная, противопожарная защита Разливы нефти приводят к загрязнению водоемов, атмосферы и сельскохозяйственных угодий. Причем, если нефть попадает в водозаборы для обеспечения водой населения, то это приводит к нарушению жизнеобеспечения района или города. В жаркое время года могут воспламениться нефтяные пары и вызвать возгорание нефти, что приведет к поражению людей. Поэтому при любой ситуации, связанной с разливом нефти, должна вызываться автомашина скорой помощи и дежурить пожарная автомашина. Кроме того, осуществляется дежурство санпостов в месте ликвидации аварии. Инженерная защита - это осуществление надежности работы объекта с помощью диагностики состояния трубопроводов, организации электрохимзащиты, планирование своевременной замены трубопроводов, содержание в постоянной готовности людей и техники для быстрой ликвидации аварии. Транспортное обеспечение осуществляется в соответствии с расчетом привлекаемых технических средств для ликвидации аварийных ситуаций по временным показателям. 3.2. Мероприятия по утилизации нефтяных отходов и финансовое обеспечение мероприятий по ликвидации разливов В ОАО "Нефть" для сбора нефти используются запасы сорбита типа "Максойл", "Лее-Сорб" и др., для чего создан неснижаемый запас 1000 кг сорбита "Лее-Сорб". Нефть, собранная с поверхности грунта в случае разлива, проходит стадию разделения по существующей технологии и возвращается в производство в виде товарной продукции. Что касается твердых отходов (грунт, пропитанный нефтью), здесь технология переработки значительно сложнее и она практически отсутствует на территории Саратовской области. В связи с этим реальным мероприятием оказывается транспортировка загрязненного нефтью грунта на специально оборудованные для этих целей шламовые амбары. Количество транспортируемого загрязненного нефтью грунта, как показано в разделе 1, составляет по сценариям А-1, А-2, А-3, А-4 соответственно: 5,2 куб. м, 24 куб. м, 31,7 куб. м и 45,4 куб. м. Поэтому нефтяные отходы будут размещены в шламовом амбаре объемом 206 куб. м на участке в 5 км на восток - юго-восток от с. Шумейка (заключение ФГУП "Саратовская гидрогеологическая экспедиция" от 21 марта 2002 г. № 4732 и в соответствии с письмом от 25 марта 2002 г. № 280 руководителя Главного управления природных ресурсов и охраны окружающей среды Министерства природных ресурсов Российской Федерации по Саратовской области, разрешающим захоронение бурового шлама). В плане ликвидации аварийных разливов нефти должны быть проработаны вопросы финансирования мероприятий. В связи с этим в таблице 15 приведены затраты, необходимые для обеспечения работы привлекаемых технических средств и реагентов. Таблица 15 Затраты, необходимые для обеспечения работы привлекаемых технических средств и реагентов ------T-------------T---------T-------T--------T---------T-------T--------¬ ¦N№ ¦ Технические ¦Удельная ¦ Время ¦Затраты,¦Удельная ¦ Время ¦Затраты,¦ ¦п/п ¦ средства, ¦стоимость¦работы,¦ руб. ¦стоимость¦работы,¦ руб. ¦ ¦ ¦ реагенты ¦ работ, ¦ час ¦ ¦ работ, ¦ час ¦ ¦ ¦ ¦ ¦руб./час ¦ ¦ ¦руб./час ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ ¦ ¦ Сценарий А-3 (летом) ¦ Сценарий А-3 (зимой) ¦ +-----+-------------+---------T-------T--------+---------T-------T--------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 1 ¦Нефтевозы ¦2х168=336¦ 4 ¦ 1344 ¦2х252=504¦ 4 ¦ 2016 ¦ ¦ ¦"Камаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 2 ¦Нефтесборные ¦1х312=312¦ 2 ¦ 624 ¦1х468=468¦ 2 ¦ 936 ¦ ¦ ¦устройства ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 3 ¦Бульдозер ¦2х300=600¦ 2 ¦ 1200 ¦2х450=900¦ 2 ¦ 1800 ¦ ¦ ¦Т-170 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 4 ¦Экскаватор ¦1х250=250¦ 4 ¦ 1000 ¦2х375=750¦ 4 ¦ 1400 ¦ ¦ ¦Э02626 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 5 ¦Самосвалы ¦2х168=336¦ 4 ¦ 1344 ¦2х252=504¦ 4 ¦ 2016 ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 6 ¦Автомобили ¦2х100=200¦ 4 ¦ 1800 ¦2х150=300¦ 4 ¦ 1200 ¦ ¦ ¦грузовые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 7 ¦Передвижной ¦1х312=312¦ 4 ¦ 1248 ¦1х468=468¦ 4 ¦ 1872 ¦ ¦ ¦насосный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегат ПНА ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(Q=130 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кв. м/ч) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 8 ¦Подъемный ¦1х249=249¦ 1 ¦ 249 ¦1х373=373¦ 1 ¦ 373 ¦ ¦ ¦кран ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 9 ¦Автобус ¦1х165=165¦ 6 ¦ 990 ¦1х247=247¦ 6 ¦ 1482 ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 10 ¦Пожарная а/м ¦1х163=163¦ 6 ¦ 978 ¦1х224=224¦ 6 ¦ 1347 ¦ ¦ ¦АЦ-40 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 11 ¦Сварочный ¦1х237=237¦ 3 ¦ 711 ¦1х355=355¦ 3 ¦ 1065 ¦ ¦ ¦агрегат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 12 ¦Передвижная ¦ - ¦ - ¦ - ¦1х312=312¦ 4 ¦ 1248 ¦ ¦ ¦паровая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦установка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ППУЛ-1600/100¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 13 ¦Бензовоз ¦1х165=165¦ 6 ¦ 990 ¦1х247=247¦ 6 ¦ 1482 ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 14 ¦Треллер с ¦1х600=600¦ 6 ¦ 3600 ¦1х900=900¦ 6 ¦ 5400 ¦ ¦ ¦тягачом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ 15 ¦Сорбент ¦1 кг х 7=¦1000 кг¦ 7000 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦ ¦"Лее-Сорб" ¦ 7 руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------+ ¦ ¦Итого ¦ ¦ ¦ 22075 ¦ ¦ ¦ 33113 ¦ L-----+-------------+---------+-------+--------+---------+-------+--------- Представляет интерес оценка возможного ущерба при попадании нефти в водоем. Исходя из величины удельного ущерба сбросов нефти в водоемы для территории Саратовской области в 2002 году составляет 163,6 тыс. руб./т. При загрязнении почв удельный ущерб для территории Саратовской области в 2002 году составляет 20,2 тыс. руб./т. В нашем случае для сценария А-4, т.е. при выбросе 77,75 т ущерб составит 1,57 млн. руб. Приведенные данные по величине возможного максимального ущерба при развитии аварий по сценариям А-2, А-4, А-4, Д могут быть основой для корректировки страховой суммы в договоре страхования гражданской ответственности ОАО "Нефть" при эксплуатации опасного производственного объекта. 3.3. Организация связи, оповещения и управления Оповещение об аварийном разливе нефти производится по принципу поэтапной информации соответствующих должностных лиц. Схемы оповещения и списки оповещаемых должностных лиц составляются в соответствии со структурой и штатными расписаниями акционерного общества. Поступившая информация от посторонних лиц, линейных обходчиков, первыми заметивших аварийный разлив нефти, срочно должна быть передана через телефонную связь или радиосвязь руководству акционерного общества, в т.ч. главному инженеру - руководителю работ по ликвидации аварийных разливов нефти, который немедленно приступает к организации работ по ликвидации аварийных разливов нефти. Схема оповещения работников ОАО "Нефть" и других структур в случае аварийных разливов нефти показана на рисунке 12. Сбор и доставку на пункт сбора обеспечивают следующие водители: руководителя работ - водитель № 1; главных специалистов - водитель № 2; аварийно-ремонтную группу - водитель № 3; при аварийном разливе, пожаре и возгорании на СПН обеспечивает водитель № 4. Организация обмена информацией При поступлении информации в министерство по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям по Саратовской области оперативным дежурным осуществляется контроль достоверности информации. После этого информация докладывается министру по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям по Саратовской области и по его распоряжению на место аварии выезжает оперативная группа МЧС по Саратовской области. Контролируется выезд милиции, пожарной автомашины, скорой помощи, сообщается в Главное управление природных ресурсов и охраны окружающей природной среды Министерства природных ресурсов Российской Федерации по Саратовской области. Рис. 12 Схема оповещения работников ОАО "Нефть" и других структур в случае аварийных разливов нефти на трубопроводах ------------------¬ ------------------¬ ---------------------------¬ ¦Линейный обходчик+--->+Диспетчер СНП, т.+<---+Лицо, сообщившее об аварии¦ L------------------ L---------T-------- L--------------------------- ------------+-------------¬ ¦Диспетчер ОАО "Нефть", т.¦ L-----------T-------------- --------T-------T-------T--+---T--------T-------T----------------¬ --------+------¬¦-------+------¬¦------+-------¬¦-------+------¬ --------+-----¬ ¦Ген. директо𠦦¦ Гл. инжене𠦦¦ Ст. механик ¦¦¦ Мастер ¦ ¦ Мастер по ¦ ¦ ОАО "Нефть" ¦¦¦р.т. 28-60-17¦¦¦р.т. 39-64-39¦¦¦ по ремонту ¦ ¦ экспл. НСП ¦ ¦р.т. 28-60-18,¦¦¦д.т. 78-00-35¦¦¦ ¦¦¦ скважин ¦ ¦р.т. 39-64-39¦ ¦д.т. 28-06-98 ¦¦¦ ¦¦¦ ¦¦¦р.т. 39-64-39¦ ¦ ¦ L---------------¦L--------------¦L--------------¦L-------------- L-------------- -------+-------¬ ¦ ------+----------¬ ¦ Энергетик ¦ ¦ ¦ Инженер по ¦ ¦р.т. 28-60-17 ¦ ¦ ¦ безопасности ¦ ¦д.т. 78-00-35 ¦ ¦ ¦окружающей среды¦ L--------------- ¦ ¦ (эколог) ¦ ¦ L----------------- --------------T-----------T+----------T--------T--------T-------T------T------------T-----------¬ -----+------------¬¦-----------+----------¬¦--------+-------¬¦-------+-----¬¦------------+---------¬ ¦ ¦ Диспетче𠦦¦ Министерство по ¦¦¦ Дежурный ¦¦¦ УСВО ¦¦¦ Гл. упр. природ. ¦ ¦ ¦"Привэлектросети"¦¦¦ делам ГО и ЧС по ¦¦¦ РОВД по ¦¦¦ ГГТН ¦¦¦ ресурсов и ¦ ¦ ¦ р.т. ¦¦¦ Саратовской обл. ¦¦¦ Саратовской ¦¦¦ т. 27-51-91¦¦¦охр. окр. прир. среды¦ ¦ ¦ ¦¦¦т. 24-31-72, оп. деж.¦¦¦обл. т. 6-42-23¦¦¦ ¦¦¦ МПР России ¦ ¦ ¦ ¦¦¦ ¦¦¦ ¦¦¦ ¦¦¦ Саратовской обл. ¦ ¦ ¦ ¦¦¦ ¦¦¦ ¦¦¦ ¦¦¦ т. 73-68-02 ¦ ¦ L------------------¦L----------------------¦L----------------¦L-------------¦L---------------------- ¦ ------------+-------¬ ----------+-¬ ------------+-¬ ---------+-------------------¬ ¦ ¦Министерство с/х и ¦ ¦Скорая мед.¦ ¦Дежурный ПЧ, ¦ ¦ Комитет государственного ¦ ¦ ¦ продовольствия по ¦ ¦ помощь, ¦ ¦ г. Саратов ¦ ¦ экологического контроля и ¦ ¦ ¦ Саратовской обл. ¦ ¦ т. 03 ¦ ¦ т. 01 ¦ ¦ природопользования ¦ ¦ ¦ т. 51-77-12 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Саратовской обл. т. 22-49-00¦ ¦ L-------------------- L------------ L-------------- L----------------------------- ¦ ¦ Рабочие группы ¦ --------------------T-------------------T------------------T-----------------T-------------------- ----+---------¬ --------+-------¬ ----------+--------¬ --------+------¬ ---------+-------¬ ¦Аварийно-рем.¦ ¦ Группа ¦ ¦ Группа ¦ ¦ Группа ¦ ¦Группа лаборат. ¦ ¦ группа № 1. ¦ ¦ подготовки и ¦ ¦энергообеспечения ¦ ¦локализации и ¦ ¦ контроля № 6 ¦ ¦ Командир ¦ ¦ доставки ТС ¦ ¦ № 4. ¦ ¦ сбора нефти ¦ ¦ Командир. ¦ ¦ т. 39-64-39 ¦ ¦ № 3. ¦ ¦ Командир ¦ ¦ № 5. ¦ ¦ т. 39-64-39 ¦ ¦ ¦ ¦ Командир ¦ ¦ т. 39-64-39 ¦ ¦ Командир ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ т. 39-64-39 ¦ ¦ ¦ ¦ т. 39-64-39 ¦ ¦ ¦ L-------------- L---------------- L------------------- L--------------- L----------------- Приложение № 1 к Плану по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на ОАО "Нефть" ГРАФИК ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИИ ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ --------T------------------------T-------------T--------------T-----------------------------------------------------------------------------¬ ¦ № ¦ Номер сценария ¦ Кол-во ¦Ответственный ¦ Сроки выполнения мероприятий ¦ ¦ п/п ¦ аварий, место ¦ л/с и ¦ исполнитель +-----------------------------------------------------------------------T-----+ ¦ ¦ возникновения, ¦ техники; ¦ ¦ часы ¦сутки¦ ¦ ¦ сценарий развития ¦ время, час ¦ +--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--+--T--+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦2 ¦3 ¦4 ¦5 ¦6 ¦7 ¦8 ¦9 ¦10¦11¦12¦13¦14¦15¦16¦17¦18¦19¦20¦21¦22¦23¦24¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1. ¦ Сценарий А-2. ¦ ¦ Главный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гильотинный прорыв¦ ¦ инженер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода. Труба¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦D=0,152 м, Р =0,2 МПа, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ н ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L=5000 м, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Q =44 куб. м/ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ прк ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Выброс на грунт 41 т¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отм. 90 м, x=46,27,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦y=13,22 м, S =480,41, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦t =1,68 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.1. ¦Оповещение об аварии ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.2. ¦Перекрытие задвижек ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обходчики ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.3. ¦Прибытие оперативной¦ 1,5 ¦ Главный ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦группы ¦ ¦ инженер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.3.1. ¦Определение направления¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦движения нефтяного пятна¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.3.2. ¦Нанесение координат¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пятна на карту,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определение количества¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦выброшенной нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.4. ¦Подход ремонтной группы¦ 4 чел., 8 ¦ Максимушкин ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦№ 1 ¦ ед., 2,0 ¦ С.С. старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.1. ¦Локализация участка¦ 1 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦загрязнения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.2. ¦Подготовка временных¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбаров для сброса нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.3. ¦Сброс нефти из¦ 4,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦врезка для дооткачки¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти во временный¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбар, подсыпка свежим¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦грунтом места работы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.4. ¦Вскрытие поврежденного¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦участка трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.5. ¦Вырезка поврежденного¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦участка трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.6. ¦Зачистка котлована ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.7. ¦Подгонка катушки ¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.8. ¦Сварка катушки ¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.9. ¦Контроль сварных швов ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.4.10.¦Подготовка к пуску ¦ 1 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 16 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.5. ¦Подход группы ¦ 8 чел., ¦Гл. энергетик ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергообеспечения № 3 ¦ 5 ед., ¦Антропов А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.5.1. ¦Прокладывание кабелей к¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦местам размещения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рабочих агрегатов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.5.2. ¦Оборудование подъездов к¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦месту аварийного разлива¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.5.3. ¦Прокладка рукавов от¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиков к¦Всего - 4 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦контейнерам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.6. ¦Подход группы¦ 14 чел., ¦Антропов А.С. ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦локализации и сбора¦ 6 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти № 4 ¦ 2,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.6.1. ¦Разворачивание ¦ 0,5 ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.6.2. ¦Начало нефтесборки. Сбор¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦1.6.3. ¦Сбор остаточной нефти в¦ 1,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неудобных местах ¦Всего - 6 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.7. ¦Группа контроля № 5¦ 2 чел., ¦Силантьев В.Б.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(пробы на содержание¦ 1 ед., ¦Инженер-эколог¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти в воде, воздухе и¦Всего - 0,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.д.) ¦ ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1.8. ¦Группа № 6. Организация ¦ 2 чел., ¦ Пом. по МТО ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта ¦ 1 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 16 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2. ¦ Сценарий А-3. ¦ ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гильотинный прорыв¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Труба D=0,125, Р =0,2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ н ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦МПа, L=5000 м, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Q =44 куб. м/ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ прк ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Выброс на грунт 54,37 т,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦t =1,88, х=34,84, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦у=23,22 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.1. ¦Оповещение об аварии ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.2. ¦Перекрытие задвижек ¦ 2 чел. ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 0,5 ¦ диспетчер, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обходчики ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.3. ¦Прибытие оперативной¦ 1,5 ¦ Гл. инженер ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦группы ¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦2.3.1. ¦Определение движения¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтяного пятна ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦2.3.2. ¦Нанесение пятна на¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦карту, определение¦Всего - 2 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦количества выброшенной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.4. ¦Ремонтная группа № 1 ¦4 чел., 6 ед,¦ Ст. механик ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 16 ч.¦ Максимушкин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ С.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.5. ¦Группа энергообеспечения¦ 8 чел., ¦Антропов А.С. ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦№ 4 ¦ 5 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 6 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.6. ¦Группа локализации и¦ 14 чел., ¦ Начальник ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сбора нефти № 5 ¦ 6 ед., ¦ участка по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 6 ч. ¦ добыче нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Антропов А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.7. ¦Группа контроля № 5¦ 2 чел., ¦Лаборанты СНП ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(пробы на содержание¦ 1 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти в воде, воздухе и¦Всего - 0,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.д.) ¦ ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2.8. ¦Группа № 6. Организация ¦ 2 чел., ¦ Пом. По МТО ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта ¦ 1 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 16 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3. ¦Сценарий А-3. ¦ ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гильотинный прорыв¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода труба¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦D=0,152 м, Р =0,2 МПа, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ н ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L=5 км, Q =44 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ прк ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦куб. м/ч. Выброс на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦грунт 54,37 т нефти пос.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Атамановка, t =1,88 ч, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦х=34,84 м, у=23,22 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.1. ¦Оповещение об аварии ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.2. ¦Перекрытие задвижек ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обходчик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.3. ¦Прибытие оперативной¦ 1,5 ¦ Главный ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦группы ¦ ¦ инженер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.4. ¦Определение движения¦ 0,5 ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтяного пятна ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.5. ¦Нанесение координат¦ 0,5 ¦ - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пятна на карту (сх) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.6. ¦Подход ремонтной группы¦4 чел. 7 ед. ¦ Старший ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦№ 1 ¦Всего - 2,0 ¦ механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Максимушкин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ С.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.1. ¦Локализация участка¦ 1 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦загрязнения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.2. ¦Подготовка временных¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбаров для сброса нефти¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.3. ¦Зачистка котлована ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.4. ¦Подгонка катушки ¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.5. ¦Сварка катушки ¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.6. ¦Контроль сварных швов ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.6.7. ¦Подготовка к пуску ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 16 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.7. ¦Подход группы ¦ 8 чел., ¦Гл. энергетик ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергообеспечения № 3 ¦ 5 ед., 2,0 ¦Антропов А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.7.1. ¦Прокладывание кабелей к¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦местам размещения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рабочих агрегатов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.7.2. ¦Оборудование подъездных¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦путей к месту аварийного¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разлива ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.7.3. ¦Прокладка рукавов от¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиков к¦Всего - 4 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦контейнерам ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.8. ¦Подход группы¦ 14 чел., ¦ - // - ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦локализации и сбора¦6 ед., 2,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти № 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.8.1. ¦Разворачивание ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиков ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.8.2. ¦Отрывка амбаров сбора¦ 1,0 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦3.8.3. ¦Расстановка контейнеров ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.9 ¦Группа контроля № 5¦ 2 чел., ¦ Инженер по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(пробы на содержание¦ 1 ед., ¦ТБОС Силантьев¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦углевод.) ¦Всего - 0,5 ¦ В.Б. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3.10. ¦Группа № 6. Организация ¦ 2 чел., ¦ Пом. Ком-та ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта ¦ 1 ед., ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 16 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 4. ¦Сценарий D ¦ ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разрушение резервуара.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разлитие нефти в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обваловании. Полное¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разрушение резервуара¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦РВС-1000, разлив нефти в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обвалование, загрязнение¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦оборудования и земли в¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обваловании. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦S =7025 кв. м, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ рзл ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦d =10,4 м, h =0,11 м,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ рез ел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦М =680 т ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 4.1. ¦Оповещение об аварии ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 4.2. ¦Прибытие руководства ¦ 0,5 ¦Антропов А.С. ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 4.3. ¦Прибытие группы № 4 -¦ 14 чел, ¦Антропов А.С. ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦локализации и сбора¦ 6 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти к месту аварии¦ 0,5 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦оперативной группы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦4.3.1. ¦Доставка и развертывание¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подвижного насосного¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегата (ПНУ). ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦4.3.2. ¦Развертывание рукавов от¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ПНУ к резервной емкости ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦4.3.3. ¦Откачка нефти в¦ 4,4 ¦ - // - ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦резервную емкость из¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обвалования ПНУ и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦4.3.4. ¦Сбор нефти с поверхности¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦земли скиммерной¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦установкой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦4.3.5. ¦Очистка обваловки и¦ 35 ч, 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦оборудования от¦ бульдозера. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦загрязнения нефтью,¦ Всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вывоз замазученного¦ 42 час. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦грунта. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ Примечание: в связи с тем, что разлив нефти в обваловку время не лимитируется. ¦ +-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ ¦ Особенности проведения операции по ликвидации разливов нефти в зимнее время ¦ +-------T------------------------T-------------T--------------T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--T--+ ¦ 5. ¦ Сценарий А-2. ¦ ¦ Главный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гильотинный разрыв¦ ¦ инженер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопровода. Труба¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦D=0,152 м, Р =0,2 МПа, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ н ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Выброс на грунт 41 т¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти, x=46,27, y=13,22¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦м, S =480,41 кв. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.1. ¦Оповещение об аварии ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ диспетчер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.2. ¦Перекрытие задвижек ¦ 0,5 ¦ Дежурный ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ обходчик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.3. ¦Прибытие оперативной¦ 2 ¦ Главный ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦группы ¦ ¦ инженер ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Андрианов С.П.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.3.1. ¦Нанесение координат¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пятна на карту,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определение количества¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦выброшенной нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.4. ¦Подход ремонтной группы¦ 4 чел., ¦ Максимушкин ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦№ 1 ¦ 6 ед., 2,5 ¦ С.С. старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.1. ¦Локализация участка¦ 1 ¦ Максимушкин ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦загрязнения ¦ ¦ С.С. старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.2. ¦Подготовка временных¦ 1,5 ¦ Максимушкин ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбаров для сброса нефти¦ ¦ С.С. старший ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ механик ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.3. ¦Сброс нефти из¦ 4,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поврежденного участка,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦врезка для дооткачки¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти во временный¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦амбар, подсыпка чистым¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦грунтом места работы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.4. ¦Вскрытие поврежденного¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦участка трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.5. ¦Вырезка поврежденного¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦участка трубопровода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.6. ¦Зачистка котлована ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.7. ¦Подгонка катушки ¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.8. ¦Сварка катушки ¦ 1,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.9. ¦Контроль сварных швов ¦ 0,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.4.10.¦Подготовка к пуску ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Всего - 18 ч.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.5. ¦Подход группы ¦ 8 чел., ¦ Гл. энергетик¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергообеспечения № 3 ¦ 5 ед., 2,0 ¦Антропов А.С. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.5.1. ¦Прокладывание кабелей к¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦местам размещения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рабочих агрегатов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.5.2. ¦Оборудование подъездов к¦ 1,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦месту аварийного разлива¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.5.3. ¦Прокладка рукавов от¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтесборщиков к¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦контейнерам (амбарам) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.5.4 ¦Обваловка мест стока¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦Всего - 7 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.6. ¦Подход группы № 4¦ 14 чел. ¦ - // - ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦локализации и сбора¦ 7 ед. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ 2,5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.6.1. ¦Развертывание ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦"Магнум-200" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.6.2. ¦Развертывание ППУ ¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.6.3. ¦Развертывание нефтевозов¦ 0,5 ¦ - // - ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.6.4. ¦Вывоз нефти из амбара и¦ 2 ¦ - // - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦контейнеров нефтевозами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦5.6.5. ¦Сбор нефти вручную в¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неудобных местах ¦Всего - 6 ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.7. ¦Группа № 5 (пробы на¦2 чел. 1 ед. ¦Инженер-эколог¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦содержание нефти в¦ ¦Силантьев В.Г.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦грунте и воздухе) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5.8. ¦Группа № 6. Организация ¦2 чел. 1 ед. ¦ Пом. По МТО ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦быта ¦Всего - 18 ч.¦ ОАО "Нефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L-------+------------------------+-------------+--------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--- Приложение № 2 к Плану по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на ОАО "Нефть" СИТУАЦИОННЫЙ ПЛАН РАЗЛИВОВ НЕФТИ Приложение № 3 к Плану по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на ОАО "Нефть" РАСЧЕТ ПРИВЛЕКАЕМЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПО ВРЕМЕННЫМ ПОКАЗАТЕЛЯМ -----T--------------------------------T-----------------T-----------------¬ ¦ № ¦ Виды работ ¦Теплое время года¦Зимнее время года¦ ¦п/п +--------------------------------+-----------------+-----------------+ ¦ ¦ ¦ Грунт ¦ грунт со снегом ¦ ¦ ¦ Необходимые ресурсы +-----------------+-----------------+ ¦ ¦ ¦ Часы ¦ часы ¦ ¦ ¦ +--T--T--T--T--T--+--T--T--T--T--T--+ ¦ ¦ ¦1 ¦2 ¦3 ¦4 ¦5 ¦6 ¦1 ¦2 ¦3 ¦4 ¦5 ¦6 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 1 ¦Нефтевозы (КАМАЗ-5320) ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 2 ¦Нефтесборные устройства: ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦2.1.¦"Магнум-200" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦2.2.¦Передвижной насосный агрегат ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(ПНА) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 3 ¦Бульдозер Т-175 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 4 ¦Экскаватор ЭО 2626 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 5 ¦Нефтевоз МАЗ-5337 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 6 ¦Самосвал КРАЗ-256 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 7 ¦Автомобили грузовые ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 8 ¦Автобусы ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 9 ¦Подъемный кран ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 10 ¦Паропроизводительная установка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ППУ-КРАЗ-255 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 11 ¦Пожарная машина ПЦ-40 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 12 ¦Сварочный агрегат ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦1 ¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 13 ¦Контейнеры для сбора нефти ¦2 ¦2 ¦2 ¦2 ¦ ¦ ¦2 ¦2 ¦2 ¦2 ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 14 ¦Бензовоз ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 15 ¦Труба 0,152 м (10 - 20 м) ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 16 ¦Треллер с тягачом ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦1 ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 17 ¦Электростанция ЭСД-20 ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ +----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+ ¦ 18 ¦Сорбент "Лее-Сорб" - 500 кг ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦+ ¦ L----+--------------------------------+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--+--- Справка об использовании аналитических зависимостей 1) К разделу 1.2.1. До закрытия задвижек, когда движущий напор остается постоянным и расход нефти (q ) через аварийное отверстие определяется разностью нр внутреннего и внешнего давления с учетом высот геодезических отметок, расстоянием от сборной емкости до места разрыва, условным диаметром аварийного отверстия и рассчитывается по известной формуле: 2 пи x d _____________ усл / q = ----------- x мю x ро x / 2g x ДЕЛЬТАH, (1) нр 4 \/ где q - массовый расход нефти через аварийное отверстие; нр ДЕЛЬТАH - падение напора в аварийном отверстии; d - условный диаметр аварийного отверстия; усл мю - безразмерный коэффициент расхода, учитывающий толщину стенки трубы; ро - плотность нефти; g - ускорение силы тяжести. * Под величиной ДЕЛЬТАH понимается разность напоров внутри трубы H и внрт * вне полости трубы H в сечении, где расположено аварийное отверстие. Для внш определения ДЕЛЬТАH запишем систему уравнений: -- ¦ * * ¦ ДЕЛЬТАH = H - H ¦ внтр внш ¦ -- -¬ ¦ ¦ P ¦ ¦ * ¦ п ¦ ¦ H = ¦-------- + Z ¦ - i x L ¦ внтр ¦ ро x g н¦ отв ¦ ¦ ¦ < L- -- , (2) ¦ P ¦ * а ¦ H = -------- + Z ¦ внш ро x g отв ¦ ¦ (H + Z ) - (H + Z ) ¦ н н к к ¦ i = ----------------------- ¦ L L- где i - гидравлический уклон рассматриваемого участка, безразмерная величина, показывающая падение напора на единице длины трубопровода; Н , Н - напоры соответственно в начале и конце участка трубопровода; н к Z , Z - геодезические высоты соответственно начала и конца участка н к трубопровода; L - длина рассматриваемого участка трубопровода; L - расстояние от сборной емкости до аварийного отверстия; отв Z - геодезическая высота аварийного отверстия; отв Р - атмосферное давление; а Р - давление в сборной емкости. п Масса М нефти, вытекшей из трубопровода с момента возникновения нр аварии до момента закрытия задвижки на сборной емкости, определяется с учетом уравнений (1) и (2) и будет равна: _______________ пи t 2 / М(t,d ) = ---- x интеграл мю x ро x d x / 2g x ДЕЛЬТАH dt, (3) усл 4 0 усл \/ где М(t,d ) - масса аварийного выброса за время t через аварийное усл отверстие с условным диаметром d . усл Для определения количества вытекшей в самотечном режиме нефти М ср необходимо решить нелинейное уравнение Бернулли. В это уравнение входит скорость жидкости, а также напор внутри полости трубы в аварийном сечении. При этом по мере истечения нефти напор изменяется во времени. Для сегмента трубопровода, заключенного между сечениями 1 и 2, имеет место уравнение Бернулли: Р - Р 1 2 --------- + (Z - Z ) = hтау + h , (4) ро x g 1 2 м где Р , Р - давления соответственно в сечениях 1 и 2 трубопровода; 1 2 Z , Z - геодезические высоты соответственно для сечений 1 и 2 1 2 трубопровода; hтау - потери напора на трение; h - потери напора на преодоление местных сопротивлений. м Потери напора на трение в трубопроводе hтау вычисляются по формуле Дарси-Вейсбаха: L 2 (1 - 2) v hтау = лямбда x ---------- x ----, (5) D 2g где лямбда - коэффициент гидравлического сопротивления; L - длина сегмента трубопровода между сечениями 1 и 2; (1 - 2) D - внутренний диаметр трубопровода; v - скорость нефтепродукта в самотечном режиме. Для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления лямбда могут быть применены классические формулы гидравлики. В зависимости от режима течения нефти в трубопроводе используются формулы Пуазейля-Стокса, Блазиуса, Альтшуля или Шифринсона. Применимость той или иной формулы гидравлики определяется диапазоном изменения числа Рейнольдса Re = v x D/фи (где фи - кинематическая пр вязкость нефтепродукта; v - скорость перекачки). пр Потери напора на преодоление местных сопротивлений h вычисляются для м трубопроводов с достаточной степенью точности из следующего выражения h = k x hтау, где k ~= 0,02-0,05 м m m При выполнении практических расчетов по уравнению (4) необходимо определить высотную отметку Z(t), соответствующую свободной поверхности нефти в сечении X(t). Для этого трубопровод разбивается, в соответствии с профилем трассы, на элементарные линейные участки и предполагается, что в пределах этих участков ось трубы прямолинейна. Вследствие чего положение оси каждого из элементарных участков трубы описывается линейным уравнением: Z(t) = k x (X(t) - L ) + Z , (6) i x2 x2 где k = (Z - Z ) / (L - L ) - коэффициент наклона i-го i x1 x2 x1 x2 элементарного линейного участка; L , Z и L , Z - координаты соответственно начала и конца x1 x1 x2 x2 элементарного линейного участка. Исключая Z(t) из уравнения Бернулли и решая его относительно скорости перемещения свободной поверхности столба жидкости в трубопроводе для гидравлически гладких труб, получаем уравнение для определения длины j-го элементарного участка, опорожняемого за время j-го шага истечения t . j Определяя по времени, необходимом для ликвидации аварии, число шагов дискретизации процесса истечения нефти, рассчитываем массу аварийного выброса для йотового режима истечения r-ой ветви трубопровода -- ¦ 4 ¦ -- -¬--- ¦ ¦ 5 ¦ 7 ¦ ¦ - P ¦ ¦ -- -¬2 ¦ 4 a ¦ ¦ ¦ d ¦ ¦ 2g x d k x (X - L ) - -------- ¦ ¦ ¦ усл ¦ ¦ усл i j отв ро x g ¦ ¦l = t x ¦------¦ x ¦----------------- x -----------------------------¦ ; ¦ j j ¦ D ¦ ¦ ___ k x (X - L ) ¦ < L- -- ¦ 4 / m j отв ¦ (7) ¦ ¦ 0,3164 x \/ фи ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L- -- ¦ ¦ 2 ¦ хи пи x D ¦М = SUM l x --------- x ро, ¦ СРйотаr j 4 L- где X - координата j-го сечения, соответствующая j-ому положению в j трубе свободной поверхности жидкости для j-го шага времени истечения; t - время j-го шага истечения; j хи - число шагов дискретизации процесса аварийного истечения жидкости; l - длина опорожняемого участка трубы за время t . j j Совместное решение уравнений (3) и (7) позволяет рассчитать массу аварийного вылива нефти в зависимости от профиля трассы, диаметра аварийного отверстия и времени истечения в каждом из рассматриваемых режимов опорожнения нефтепровода. При расчетах время истечения и диаметр аварийного отверстия задаются сценариями развития аварии на рассматриваемом участке трубопровода. Расчет массы аварийного вылива нефти реализован программно в среде Mathcad 2001i Professional. Используя данную программу расчета определяется матрица масс аварийных выбросов нефти M для всех возможных сценариев развития аварии ij на рассматриваемом участке магистрального трубопровода. Масса аварийного выброса в значительной степени зависит от диаметра аварийного отверстия d и полного времени истечения нефти t . Время i j истечения нефти можно разбить на два в достаточной степени самостоятельных, независимых этапа: время закрытия задвижки на сборной емкости и время самотечного режима до полной ликвидации истечения аварийно- восстановительными бригадами. Для каждого r-го этапа рассчитываются матрицы масс аварийных выбросов. Сумма данных матриц определяет исходную для дальнейших расчетов матрицу М = SUM (М ) . ij r ij r 2) К разделу 1.2.2. Применяемые физико-математические модели и методы расчета линейных размеров и площади зеркала аварийных разливов нефти при аварии на трубопроводе. Растекание горючих жидкостей зависит от таких факторов, как расход, продолжительность истечения, вязкость и т.п. Характерный размер растекания горючих жидкостей на стандартной поверхности выражается произведением степенных функций критерия Галилея и критерия гомохронности: m n L/l = A x Ga x Ho ; (8) где L - характерный размер растекания жидкости; l - определяющий размер; А - постоянная величина; 3 2 Ga = gl /ню - критерий Галилея (g - ускорение свободного падения; ню - кинематическая вязкость жидкости); 2 Но = gтау /l - преобразованный критерий гомохронности (тау - продолжительность истечения); m и n - показатели степени, учитывающие условия растекания нефти. Для оценки размера зеркала разлития (пятна) нефти на подстилающей поверхности в данной работе использованы исследования, проведенные В.Ч. 3 7 3 8 Реуттом при 10 <= Ga <= 6 x 10 и 1,5 x 10 <= Но <= 4 x 10 , устанавливающие зависимость характерного размера растекания от продолжительности, вязкости, объема и расхода вытекающей при аварии горючей жидкости, а также структуры подстилающей поверхности. Эта зависимость для непрерывного истечения описывается следующим уравнением: -- -¬ ¦ -- -¬m -- -¬n ¦ ¦ ¦ q x тау ¦ ¦ ¦ ¦ _________ ¦ ¦ g x -------- ¦ ¦ 2 ¦ ¦ _____ / g x тау ¦ ¦ ро ¦ ¦ g x тау ¦ ¦ L = / К x 3 / --------- x ¦ A x ¦------------- ¦ x ¦--------------¦ ¦, (9) p \/ вл \/ ро ¦ ¦ 2 ¦ ¦ _________¦ ¦ ¦ ¦ ню ¦ ¦ / q x тау ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 3 / ---------¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ \/ ро ¦ ¦ ¦ L- -- L- -- ¦ L- -- где К - коэффициент влияния структуры поверхности на растекание вл огнеопасных жидкостей; М - масса аварийного вылива жидкости; q - массовый расход жидкости через аварийное отверстие. Форму площади растекания потока жидкости, необходимую для определения границ зоны разлива на прилегающей к продуктопроводу территории, определяли исходя из следующих соображений. Для неограниченных территорий с уклоном рельефа местности до 1 процента площадь растекания определяется площадью приведенного круга с радиусом Lр. Для неограниченных территорий с уклоном от 1 процента до 3 процентов площадь растекания соответствует площади эллипса с отношением длины большой оси Х к малой Y в пределах 1,5:3,5 (исходя из условия равенства площадей приведенного круга с радиусом Lр и эллипса с осями X и Y). Точка разгерметизации трубопровода расположена в одном из фокусов эллипса, а вектор потока жидкости направлен в сторону уклона местности по большой оси. Для неограниченных территорий с уклоном более 3 процентов площадь разлива имеет площадь вытянутого эллипса с отношением осей в пределах 3,5:5. Для территорий, ограниченных относительно продольной оси прокладки трубопровода естественными или искусственными боковыми препятствиями для растекания жидкости (при X/Y > 5), малая ось эллипса определяется реальным расстоянием между данными препятствиями. При этом большая ось эллипса рассчитывается по величине малой оси и величине ожидаемой площади разлива нефти Sp = f(Lp) с учетом продолжительности, вязкости, расхода вытекающей при аварии нефти, а также условий растекания и структуры подстилающей поверхности. Определение времени гравитационного растекания нефти. Скорость гравитационного растекания "цилиндрического" слоя жидкости определяется из уравнения материального баланса: G (тау) р дельта R _______________________ ------------- = ------------ = / 2g x (h (тау) - h ) ро x S (тау) дельта тау \/ пл min р (10) L р dR Т = интеграл ---------------------------- р 0 ______________________ / / 2g x (h (тау) - h ) \/ пл min где G (тау) - интенсивность аварийного истечения; р S (тау) - текущая поверхность разлития; ро - плотность жидкости; р h (тау) и h - текущая и минимальная (по условиям "сплошности") пл min толщина пленки; тау - время гравитационного растекания жидкости; L - максимальный линейный размер поверхности разлития. р Применяемые физико-математические модели и методы расчета линейных размеров и площади зеркала аварийных разливов нефти при аварии в резервуарных парках. При оценке количества опасного вещества, участвующего в аварии в резервуарных парках, рассматривались случаи квазимгновенного раскрытия резервуара с полным выбросом содержимого в окружающую среду. На уровне инженерной оценки времени растекания горящей нефти будем исходить из предположения, что "цилиндрический" слой жидкости, образовавшийся в результате квазимгновенного разрушения резервуара, растекается под действием только гравитационных сил (рисунок 1). Рис. 1 Принцип расчета гравитационного растекания цилиндрического слоя жидкости Запишем уравнение материального баланса для скорости гравитационного растекания "цилиндрического" слоя жидкости: _____________________ dR / ---- = / 2 x g x (h(t) - h ), (11) dt \/ min где dR/dt - скорость растекания "цилиндрического" слоя жидкости; g - ускорение свободного падения; h(t) и h - текущая и минимальная толщина слоя жидкости. min Текущая толщина слоя h(t) для данного объема растекающейся жидкости зависит от массы вещества, участвующего в аварии, его плотности при заданной температуре, текущего значения площади зеркала разлива и определяется выражением: Q h(t) = --------------, (12) 2 ро x пи x R i где Q - масса вещества, участвующего в аварии; ро - плотность вещества; R - текущее значение радиуса зеркала разлива в i-й момент времени. i Учитывая вышесказанное, запишем дифференциальное уравнение первого порядка: dR dt = ----------------------------------- , (13) __________________________ / -- -¬ / ¦ Q ¦ / 2g¦-------------- - h ¦ / ¦ 2 min¦ / ¦ ро x пи x R ¦ \/ L- -- Решая дифференциальное уравнение (13), определим время добегания жидкости (t ) до точки, расположенной на расстоянии R от аварийного р i резервуара: -- 1 ¦ -- -¬--- 1 ¦ ¦ Q ¦ 2 tсигма = -------------- x ¦-R x ¦-------------- - h ¦ + ___ ¦ ¦ 2 min¦ \/2g x h ¦ ¦ ро x пи x R ¦ min ¦ L- -- L- -¬ 1 ¦ -- -¬---¦ ¦ Q ¦ 2 ¦ + r x ¦-------------- - h ¦ ¦, (14) ¦ 2 min¦ ¦ ¦ ро x пи x r ¦ ¦ L- -- ¦ -- где R - максимальный радиус зеркала разлития при полном растекании мазута по подстилающей поверхности до минимальной толщины слоя жидкости; r - радиус аварийного резервуара. Характер изменения времени разлития нефти в функции расстояния от аварийного резервуара (РВС-1000) до рассматриваемой точки территории показан на рисунке 2. Рис. 2 Характер изменения времени растекания нефти по прилегающей к аварийному резервуару территории ------------------------------------------------------------------ -------------------- Автор сайта - Сергей Комаров, scomm@mail.ru