Основные характеристики организации и прогнозируемой зоны загрязнения при ЧС(Н)
Содержание
Книга 1
Книга 1. 2
Книга 2. 4
Книга 3. 5
Список сокращений.. 6
1 Общая часть. 11
1.1 Цель и нормативно-правовая база разработки плана ЛРН.. 11
1.1.1 Цель и задачи. 11
1.1.2 Нормативные правовые акты Российской Федерации и нормативные документы ОАО «АК «Транснефть», в соответствии с которыми разрабатывается план ЛРН.. 12
1.2 Основные характеристики организации и прогнозируемой зоны загрязнения при ЧС(Н) 16
1.2.1 Готовность организации к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС(Н) .16
1.2.2 Основные операции, производимые с нефтью.. 17
1.2.3 Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории. 23
1.2.4 Гидрометеорологические и экологические особенности района. 27
1.3 Мероприятия по предупреждению ЧС(Н) 32
1.3.1 Возможные источники ЧС(Н) 32
1.3.2 Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти. 32
1.3.3 Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти. 40
1.3.4 Ситуационные модели наиболее опасных ЧС(Н) и их социально-экономических последствий для персонала, населения и окружающей среды прилегающей территории. 43
1.3.5 Определение достаточного состава сил и средств ЛЧС(Н), с учетом их дислокации. 50
1.3.6 Мероприятия по предотвращению ЧС(Н) 52
1.4 Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС(Н) 54
1.4.1 Уровни реагирования. 54
1.4.2 Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону ЧС(Н) 56
1.4.3 Зоны ответственности АСФ(Н) и подразделений пожарной охраны.. 69
|
|
|
1.4.4 Мероприятия по поддержанию готовности органов управления, сил и средств к действиям в условиях ЧС(Н) 70
1.5 Организация управления, система связи и оповещения. 75
1.5.1 Общие принципы управления и структура органов управления. 75
1.5.2 Состав и функциональные обязанности членов КЧС ПБ и ее рабочих органов. 77
1.5.3 Вышестоящий координирующий орган и организация взаимодействия с ним.. 96
1.5.4 Состав и организация взаимодействия привлекаемых сил и средств. 97
1.5.5 Система связи и оповещения и порядок ее функционирования. 99
1.5.6 Организация передачи управления при изменении категории ЧС(Н) 117
2 Оперативные мероприятия.. 118
2.1 Первоочередные действия при ЧС (Н) 118
2.1.1 Оповещение и доведение информации о факте разлива нефти. 118
2.1.2 Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения, оказание медицинской помощи. 124
2.1.3 Мониторинг обстановки и окружающей среды.. 126
2.1.4 Организация локализации разливов нефти. 130
2.2 Оперативный план ЛЧС(Н) 133
2.2.1 Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС(Н) 133
2.2.2 Тактика реагирования на разливы нефти и мероприятия по обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей. 140
|
|
|
2.2.3 Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных территорий и объектов. 149
2.2.4 Технология ЛЧС(Н) 151
2.2.5 Организация материально-технического, инженерного, финансового и других видов обеспечения операции по ЛЧС(Н) 155
2.2.6 Материалы предварительного планирования действий по тушению возможных пожаров (оперативное планирование тушения пожара) 159
2.2.7 Меры безопасности при проведении работ по ЛЧС(Н) 168
2.2.8 Организация мониторинга обстановки и окружающей среды, порядок уточнения обстановки в зоне ЧС(Н) 238
2.2.9 Документирование и порядок учета затрат на ЛЧС(Н) 240
3 Ликвидация последствий ЧС(Н) 242
3.1 Ликвидация загрязнений территорий и водных объектов. 242
3.1.1 Материально-техническое обеспечение. 242
3.1.2 Технология и способы сбора разлитой нефти и порядок их применения. 242
3.1.3 Организация временного хранения собранной нефти и отходов, технологии и способы их утилизации. 244
3.1.4 Технологии и способы реабилитации загрязненных территорий. 245
3.2 Восстановительные мероприятия. 249
3.2.1 Порядок обеспечения доступа в зону ЧС(Н) 249
3.2.2 Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов. 250
|
|
|
3.2.3 Организация приведения в готовность к использованию специальных технических средств и пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов. 256
Библиография.. 258
Книга 2
Приложения к Плану по предупреждению и ликвидации разливов нефти на подводных переходах магистральных нефтепроводов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
Приложение А (обязательное) Схема расположения опасных производственных объектов с границами зон повышенного риска и районов приоритетной защиты
Приложение Б (обязательное) Свойства нефти и оценка риска возникновения ЧС(Н)
Приложение В (обязательное) Характеристики неблагоприятных последствий ЧС(Н) для населения, окружающей среды и объектов экономики, карты и сценарии ЧС(Н) различных уровней с учетом природно-климатических условий
Приложение Г (обязательное) Календарные планы оперативных мероприятий ЧС(Н) и документы, регламентирующие порядок реагирования на разливы нефти, не попадающие под классификацию ЧС(Н)
Приложение Д (обязательное) Расчет достаточности сил и средств с учетом их дислокации
Приложение Е (обязательное) Декларация промышленной безопасности
Приложение Ж (обязательное) Финансовые и материальные резервы
|
|
|
Приложение И (обязательное) Документ об аттестации собственного АСФ(Н) организации
Приложение К (обязательное) Лицензии, выданные федеральными органами исполнительной власти
Приложение Л (обязательное) Ситуационные календарные планы по локализации и ликвидации разлива нефти на переходах МН через водные преграды
Приложение М (обязательное) Алгоритм (последовательность) принятия решений
Приложение Н (обязательное) Принципы взаимодействия со средствами массовой информации
Приложение П (рекомендуемое) Типовые формы приложений и отчетов
Приложение Р (рекомендуемое) Схема организации мониторинга обстановки и окружающей среды, с указанием мест хранения собранной нефти и способов ее
утилизации
Приложение С (рекомендуемое) План обеспечения постоянной готовности АСФ(Н) к борьбе с ЧС(Н)
Приложение Т (рекомендуемое) План проведения учений и тренировок по защите от ЧС
Приложение У (обязательное) Сведения о согласовании
Книга 3
Приложение Л
Ситуационные календарные планы по локализации и ликвидации разливов нефти на подводных переходах МН
Л.1 Ситуационный календарный план №1 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «НКК» 1963 км через р. Ик
Л.2 Ситуационный календарный план №2 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Бавлы - Куйбышев» 90,611 км через р. Мочегай
Л.3 Ситуационный календарный план №3 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Бавлы - Куйбышев» 114 км и МН «Нижневартовск -Курган - Куйбышев» 2073,2 км через р. Б. Кинель
Л.4 Ситуационный календарный план №2 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Бавлы - Куйбышев» 186,3 км, МН «НКК» 2144 км, МН «Бугуруслан-Сызрань» 63,194 км через р. М.Кинель
Л.5 Ситуационный календарный план №5 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Серные Воды - Кротовка» 70,704 км через р. Б. Кинель
Л.6 Ситуационный календарный план №6 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «НКК» 2185,103 км, МН «Бавлы-Куйбышев» 227,2 км, МН «Бугуруслан-Сызрань» 104,05 км, МН «Кротовка-Куйбышев» 3,84 км, МН «Муханово-Куйбышев» 16,438 через р. Кутулук
Л.7 Ситуационный календарный план №7 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Покровка - Кротовка» 22 км, через р.Ток
Л.8 Ситуационный календарный план №8 по локализации и ликвидации разлива нефти на подводном переходе МН «Покровка - Кротовка» 59 км через р. Боровка
Список сокращений
В настоящем документе применены следующие сокращения:
| АВР | – аварийно-восстановительные работы; |
| АК | – акционерная компания; |
| АВП | – аварийно-восстановительные подразделения; |
| АВР | – аварийно-восстановительные работы; |
| АВС | – аварийно-восстановительная служба; |
| АК | – акционерная компания; |
| АО | – акционерное общество; |
| АРС | – аварийно-ремонтная служба; |
| АСДНР | – аварийно-спасательные и другие неотложные работы; |
| АСУ | – автоматизированная система управления; |
| АСУТП | – автоматизированная система управления технологическими процессами; |
| АСФ (Н) | – аварийно-спасательное формирование для ликвидации ЧС(Н); |
| АТС | – автоматическая телефонная станция; |
| АХОВ | – аварийно химически опасное вещество; |
| АЦ | – автомобильная цистерна; |
| АУП | – аппарат управления; |
| БВУ | – бассейновое водное управление; |
| БЗ | – боновые заграждения; |
| БКНС | – блочная кустовая насосная станция; |
| БПО | – база производственного обслуживания; |
| БРНУ | ‑ Бугурусланское районное нефтепроводное управление; |
| БТ и ПК | – безопасность труда и производственный контроль; |
| ВВД | – воздух высокого давления; |
| ВК | – вихретоковый контроль; |
| ВЛ | – воздушная линия электропередачи; |
| ВОЛС | – волоконно-оптическая линия связи; |
| ВТП | – временный трубопровод; |
| ГБ | – городская больница; |
| ГБУЗ | – государственное бюджетное учреждение здравоохранения; |
| ГВС | – газо-воздушная смесь; |
| ГИБДД | – государственная инспекция безопасности дорожного движения; |
| ГО | – гражданская оборона; |
| ГПЗ | – газоперерабатывающий завод; |
| ГПС | – государственная противопожарная служба; |
| ГОСТ | – государственный стандарт; |
| ГРК | – герметизатор резинокордный; |
| ГСМ | – горюче-смазочные материалы; |
| ГУ | – главное управление; |
| ДО | – дочернее общество ОАО «АК «Транснефтепродукт»; |
| ДОК | – департамент общественных коммуникаций; |
| ДПД | – добровольная пожарная дружина; |
| Ду | – диаметр условный; |
| ДВС | – двигатель внутреннего сгорания; |
| ДЭС | – дизельная электростанция; |
| ЕДДС | – единая дежурно-диспетчерская служба; |
| ЗА | – запорная арматура; |
| ЗАО | – закрытое акционерное общество; |
| ИГС | – инертная газовая смесь; |
| КПП СОД | – камера приема пуска системы очистки и диагностики; |
| ИТР | – инженерно-технические работники; |
| КЛС | – кабельная линия связи; |
| КПУТЗ | – контрольно-проверочное учебно-тренировочное занятие; |
| КУТЗ | – комплексное учебно-тренировочное занятие; |
| КЧС | – комиссия по чрезвычайным ситуациям; |
| КЧС ПБ | – комиссия по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности; |
| КШУ | ‑ командно штабные учения; |
| КЭС | – комплексные энергетические системы; |
| ЛАРН | ‑ ликвидация аварийного разлива нефти; |
| ЛАЭС | – линейная аварийно-эксплуатационная служба; |
| ЛПДС | – линейная производственно-диспетчерская станция; |
| ЛПУМГ | – линейное производственное управление магистральных газопроводов; |
| ЛРН | – ликвидация разлива нефти; |
| ЛТЦ | – линейно-технический цех; |
| ЛЧ | – линейная часть; |
| ЛЧС | – ликвидация чрезвычайной ситуации; |
| ЛЧС (Н) | – ликвидация чрезвычайной ситуации, обусловленной разливом нефти; |
| ЛЭП | – линии электропередачи; |
| ЛЭС | – линейно-эксплуатационная служба; |
| МБУЗ | – муниципальное бюджетное учреждение здравоохранения; |
| МВД | – министерство внутренних дел; |
| МДП | – местный диспетчерский пункт; |
| МКАУ | – мобильная компрессорная азотная установка; |
| МН | – магистральный нефтепровод; |
| МНПП | – магистральный нефтепродуктопровод; |
| МО | – муниципальное образование; |
| МПР | – министерство природных ресурсов; |
| МРТ | – машина для резки труб; |
| МРС | – муфта ремонтная самогерметизирующая; |
| МТС | – материально-техническое снабжение; |
| МТУ | – межрегиональное территориальное управление; |
| МУЗ | – муниципальное учреждение здравоохранения; |
| МЧС России | – Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий; |
| НАСФ(Н) | – нештатное аварийно-спасательное формирование; |
| НБ | ‑ нефтебаза; |
| НГДУ | – нефтегазодобывающее управление; |
| ННБ | ‑ наклонно-направленное бурение; |
| НПБ | – нормы пожарной безопасности; |
| НПС | – нефтеперекачивающая станция; |
| НП ССН | – насосная перекачивающая станция смешения нефти; |
| НКК | – МН «Нижневартовск - Курган - Куйбышев»; |
| НПЗ | – нефтеперерабатывающий завод; |
| НСС | – нефтесборные системы; |
| ОАО | – открытое акционерное общество; |
| ОАСУ ТП | – отдел автоматизированных систем управления технологическими процессами; |
| ОВД | – отдел внутренних дел; |
| ОГМ | – отдел главного механика; |
| ОГПС | – отдел государственной противопожарной службы; |
| ОГЭ | – отдел главного энергетика; |
| ОИВТ | – отдел информационно-вычислительной техники; |
| ОК | – отдел кадров; |
| ОМТС | – отдел материально-технического снабжения; |
| ООО | – общество с ограниченной ответственностью; |
| ООПТ | – особо охраняемая природная территория; |
| ООС | – охрана окружающей среды; |
| ООТ | – отдел охраны труда; |
| ОПБ и ПК | – отдел (служба) промышленной безопасности и производственного контроля; |
| ОПК | – объектовая пожарная команда; |
| ОПО | – опасный производственный объект; |
| ОСБ | – отдел службы безопасности; |
| ОСТ | – организация системы «Транснефть»; |
| ОТ | – охрана труда; |
| ОЭБ и РП | – отдел экологической безопасности и рационального природопользования; |
| ОР | – отраслевой регламент; |
| ОФПС | – отряд федеральной противопожарной службы; |
| ОЭН | – отдел эксплуатации нефтепроводов; |
| ПАСФ | – профессиональное аварийно-спасательное формирование; |
| ПБ | – промышленная безопасность; |
| ПВП | – полосы воздушных подходов; |
| ПДК | – предельно допустимая концентрация; |
| ПДВК | – предельно допустимая взрывная концентрация; |
| ПЗУ | – пневматическое заглушающее устройство; |
| ПЛА | – план ликвидации аварий; |
| ПЛВА | – план ликвидации возможных аварий; |
| План ЛРН (ПЛРН) | – план по предупреждению и ликвидации разливов нефти на подводных переходах магистральных нефтепроводов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»; |
| ПНС | – подпорная насосная станция; |
| ПНУ | – передвижная насосная установка; |
| ПО | ‑ производственное отделение дочернего общества ОАО «АК «Транснефтепродукт»; |
| ПП | – постановление правительства; |
| ППМН | – подводный переход магистрального нефтепровода; |
| ППМТ | – подводный переход магистрального трубопровода; |
| ПС | – перекачивающая станция нефти; |
| ППУ | – передвижная парогенераторная установка; |
| ППЧ | – производственная пожарная часть; |
| ПСр | – подъемные средства; |
| ППН | – предварительная подготовка нефти; |
| ПСП | – приемо-сдаточный пункт; |
| ПТУС | – производственно-техническое управление связи; |
| ПФП | – противофильтрационное покрытие; |
| ПЧ | – пожарная часть; |
| ПЭО | – планово-экономический отдел; |
| РБ | – районная больница; |
| РД | – руководящий документ; |
| РДП | – районный диспетчерский пункт; |
| РК | – радиационные методы контроля; |
| РН | – разлив нефти; |
| РНУ | – районное нефтепроводное управление; |
| РОВД | – районный отдел внутренних дел; |
| Росприроднадзор | – Федеральная служба по надзору в сфере природопользования; |
| Ростехнадзор | – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору; |
| РРЛ | – радиорелейные линии; |
| РСЧС | – Единая система предупреждения и ликвидации ЧС; |
| РТП | – руководитель тушения пожара; |
| РУ | – районное управление; |
| РФ | – Российская Федерация; |
| РХР | – радиационная, химическая разведка; |
| РЦ | – региональный центр; |
| р/а | – радиоактивный; |
| СБ | – служба безопасности; |
| СБДД | – служба безопасности дорожного движения; |
| СДКУ | – система диспетчерского контроля и управления; |
| СДЯВ | – сильнодействующие ядовитые вещества; |
| СЗМН | – северо-западные магистральные нефтепроводы; |
| СИЗ | – средства индивидуальной защиты; |
| СИЗОД | – средства индивидуальной защиты органов дыхания; |
| СК «Транснефть» | – закрытое акционерное общество Страховая компания «Транснефть»; |
| СМИ | – средства массовой информации; |
| СМР | – строительно-монтажные работы; |
| СНиП | – строительные нормы и правила; |
| СОТ | – служба охраны труда; |
| СОУ | – система обнаружения утечек; |
| СП | – свод правил; |
| СПБ и ПК | – см. ОПБ и ПК; |
| СПО | – служба пожарной охраны; |
| СРДП | – сборно-разборные дорожные покрытия; |
| СРТ | – сборно-разборный трубопровод; |
| ССБТ | – система стандартов безопасности труда; |
| СУПЛАВ | – специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий; |
| СЭБ и РП | – служба экологической безопасности и рационального природопользования; |
| ТДП | – территориальный диспетчерский пункт; |
| Тр. О | – транспортный отдел; |
| ТТО | – товарно-транспортный отдел; |
| ТТС | – товарно-транспортная служба; |
| ТУ | – технические условия; |
| УАВР | – участок аварийно-восстановительных работ; |
| УВД | – управление внутренних дел; |
| УЗК | – ультразвуковой контроль; |
| УЗО | – устройство защитного отключения; |
| УМН | – управление магистральных нефтепроводов; |
| УОМТО | – участок обслуживания механо-технологического оборудования; |
| УОН | – участок откачки нефти; |
| УОРП | – участок обслуживания резервуарного парка; |
| УОЭО | – участок обслуживания энергетического оборудования; |
| УПУ | – узловой пункт управления; |
| УТЗ | – учебно-тренировочные занятия; |
| УУД | – участок устранения дефектов; |
| УХВ | – устройство холодной врезки под давлением; |
| УЭСА и ТМ, | – участок эксплуатации средств автоматики и телемеханики; |
| ФБУ | – федеральное бюджетное учреждение; |
| ФГКУ | – федеральное государственное казенное учреждение; |
| ФЗ | – Федеральный закон; |
| ФКУ | – федеральное казенное учреждение; |
| ФНП | – Федеральные нормы и правила; |
| ФО | – федеральный округ; |
| ФПС | – федеральная противопожарная служба; |
| ФСБ | – федеральная служба безопасности; |
| ЦАРС | – центральная аварийно-ремонтная служба; |
| ЦОУСС | – центр оперативного управления сетью связи; |
| ЦБПО | – центральная база производственного обслуживания; |
| ЦДП | – центральный диспетчерский пункт; |
| ЦДУ | – центральное диспетчерское управление; |
| ЦРБ | – центральная районная больница; |
| ЦРС | – центральная ремонтная служба; |
| ЦЭС | – цех электросвязи; |
| ЦТТ и СТ | – цех технологического транспорта и специальной техники; |
| ЧС | – чрезвычайная ситуация; |
| ЧС (Н) | – чрезвычайная ситуация, обусловленная разливом нефти; |
| ЭВМ | – электронно-вычислительная машина; |
| ЭХЗ | – электрохимическая защита; |
| GPS | – Global Positioning System (система глобального позиционирования). |
Общая часть
Цель и нормативно-правовая база разработки плана ЛРН
Цель и задачи
Целью разработки плана ЛРН является планирование действий по предупреждению и ликвидации разливов нефти для осуществления заблаговременного проведения мероприятий по предупреждению ЧС(Н), поддержанию в постоянной готовности сил и средств их ликвидации, обеспечения безопасности населения и территорий, а также максимально возможного снижения ущерба и потерь в случае их возникновения.
Основными задачами планирования мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти, являются:
- обоснование уровня возможной ЧС(Н) и последствий ее возникновения;
- установление основных принципов организации мероприятий по предупреждению и ЛЧС(Н) на соответствующем уровне для определения достаточности планируемых мер с учетом состояния возможных источников ЧС(Н), а также географических, навигационно-гидрографических, гидрометеорологических особенностей районов возможного разлива нефти;
- осуществление наблюдения и контроля за социально-экономическими последствиями ЧС(Н), мониторинга окружающей среды и обстановки на опасных производственных объектах и прилегающих к ним территориях;
- определение порядка взаимодействия привлекаемых организаций, органов управления, сил и средств в условиях чрезвычайной ситуации, организация мероприятий по обеспечению взаимного обмена информацией;
- обоснование достаточного количества и состава сил и средств организации для ликвидации ЧС(Н), состоящих из подразделений спасателей, оснащенных специальными техническими средствами, оборудованием, снаряжением и материалами, аттестованных в установленном порядке (АСФ(Н)), и необходимости привлечения в соответствии с законодательством АСФ(Н) других организаций, с учетом их дислокации;
- установление порядка обеспечения и контроля готовности к действиям органов управления сил и средств, предусматривающего планирование учений и тренировок, мероприятий по обеспечению профессиональной подготовки персонала и повышения его квалификации, создание финансовых и материальных ресурсов, а также поддержание в соответствующей степени готовности АСФ(Н);
- составление ситуационного графика (календарного плана) проведения оперативных мероприятий по ЛЧС(Н);
- осуществление целевых и научно-технических программ, направленных на предупреждение ЧС(Н) и повышение устойчивости функционирования органов управления при возникновении чрезвычайной ситуации, а также экспертизы, надзора и контроля в области защиты населения и территорий от ЧС(Н);
- планирование мероприятий по ликвидации последствий ЧС(Н).
План разработан специалистами Омского регионального центра
АО «Траснефть – Подводсервис».
Фактический адрес: Россия, 644050, г. Омск, ул. Химиков, д. 8, офис 415
Тел.: (3812) 69-31-40, МАТС: (6855) 15-11
Факс: (3812) 69-31-08, МАТС: (6855) 15-01
Предназначен для специалистов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга», а также специалистов, эксплуатирующих и выполняющих работы по ремонту и реконструкции переходов МН через водные преграды, и является обязательным документом для исполнения всеми должностными лицами, участвующими в ЛРН.
В соответствии с приказом МЧС России № 621 от 28.12.2004 уровень плана федеральный, срок действия составляет 5 лет. По истечении указанных сроков План подлежит корректировке (переработке). Кроме того, План подлежит корректировке (переработке) досрочно по решению одного из органов, его утвердившего, или при принятии соответствующих нормативных правовых актов. Корректировка (переработка) Плана осуществляется при изменении исходных данных, влияющих на уровень и организацию реагирования на ЧС(Н), с уведомлением органов исполнительной власти, утвердивших этот План. В этом случае корректировка (переработка), а также согласование и утверждение Плана ЛРН не должно превышать 12 месяцев, с момента официальной регистрации измененных исходных данных.
Ответственным лицом за внедрение плана ЛРН и доведение его положений до всех заинтересованных лиц и организаций является главный инженер АО «Транснефть - Приволга».
План вводится в действие приказом генерального директора АО «Транснефть - Приволга» после его согласования и утверждения в МЧС России, Минэнерго России.
Нормативные правовые акты Российской Федерации и нормативные документы ОАО «АК «Транснефть», в соответствии с которыми разрабатывается план ЛРН
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:
Земельный кодекс Российской Федерации (введен Федеральным законом от 25.10.2001 № 136-ФЗ)
Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»
Федеральный закон от 14.03.1995 № 33-ФЗ «Об особо охраняемых природных территориях»
Федеральный закон от 21.12.1994 № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»
Федеральный закон от 21.12.1994 № 69-ФЗ «О пожарной безопасности»
Федеральный закон от 04.05.1999 № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»
Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
Федеральный закон от 04.05.2011 № 99-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности»
Постановление Правительства Российской Федерации от 14.02.2000 № 128 «Об утверждении Положения о предоставлении информации о состоянии окружающей природной среды, ее загрязнении и чрезвычайных ситуациях техногенного характера, которые оказали, оказывают, могут оказать негативное воздействие на окружающую природную среду»
Постановление Правительства Российской Федерации от 24.03.1997 № 334 «О порядке сбора и обмена в Российской Федерации информацией в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»
Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 № 794 «О Единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»
Постановление Правительства Российской Федерации от 21.08.2000 № 613
«О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»
Постановление Правительства Российской Федерации от 15.04.2002 № 240
«О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации»
Постановление Правительства Российской Федерации от 10.11.1996 № 1340
«О порядке создания и использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»
Постановление Правительства Российской Федерации от 11.05.1999 № 526
«Об утверждении правил представления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов»
Постановление Правительства Российской Федерации от 10.06.2013 № 492
«О лицензировании эксплуатации взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности»
Постановление Правительства Российской Федерации от 22.12.2011 № 1091
«О некоторых вопросах аттестации аварийно-спасательных служб, аварийно-спасательных формирований, спасателей и граждан, приобретающих статус спасателя»
Приказ МЧС России от 23.12.2005 № 999 «Об утверждении Порядка создания нештатных аварийно-спасательных формирований»
Указ Президента Российской Федерации от 11.07.2004 № 868 «Вопросы Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий»
Постановление Правительства Российской Федерации от 14.02.2000 № 128 «Об утверждении Положения о предоставлении информации о состоянии окружающей природной среды, ее загрязнении и чрезвычайных ситуациях техногенного характера, которые оказали, оказывают, могут оказать негативное воздействие на окружающую природную среду»
Приказ МЧС России от 28.12.2004 № 621 «Об утверждении Правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации»
Приказ МЧС России от 28.02.2003 № 105 «Об утверждении требований по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения»
Приказ МЧС России от 31 марта 2011 г. № 156 «Об утверждении Порядка тушения пожаров подразделениями пожарной охраны»
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 декабря 2014 г. № 555 «Об утверждении руководства по безопасности «Рекомендации по разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. № 520 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов»
Письмо Минздрава Российской Федерации от 05.11.1997 № 2510/8347-97-32 «Об инструкции о сроках и формах предоставления информации в чрезвычайных ситуациях»
Приказ МПР России от 03.03.2003 № 156 «Об утверждении Указаний по определению нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации»
Приказ МПР России от 13.04.2009 № 87 «Об утверждении Методики исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства»
Приказ МПР России от 08.07.2010 № 238 «Об утверждении методики исчисления размера вреда, причиненного почвам как объекту охраны окружающей среды»
РД 03-496-02 Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах
РД-13.020.40-КТН-195-13 Табель оснащения нефте- и нефтепродуктопроводных предприятий ОАО «АК «Транснефть» техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на подводных переходах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов
РД 13.020.00-КТН-020-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Ликвидация аварий и повреждений. Организация и проведение работ
РД 13.020.40-КТН-025-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Требования к разработке плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти (нефтепродуктов) на переходах МН (МНПП) через водные преграды
РД-13.110.00-КТН-260-14 Правила безопасности при эксплуатации объектов ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.200.00-КТН-199-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Система организации работ по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций на объектах ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.220.00-КТН-211-12 Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»
РД-75.200.00-КТН-371-09 Подводные переходы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Выборочный ремонт дефектных секций
ОР-03.100.30-КТН-071-06 Регламент по организации противопожарных тренировок на объектах ОАО «АК «Транснефть»
ОР-03.100.30-КТН-110-10 Положение о линейной эксплуатационной службе
ОР-03.100.30-КТН-111-10 Положение о центральной ремонтной службе
ОР-03.100.30-КТН-150-11 Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение
ОР-13.020.40-КТН-129-13 Порядок организации разработки, экспертизы, натурных испытаний планов ЛРН на переходах магистральных трубопроводов через водные преграды
ОР-03.100.30-КТН-137-06 Регламент организации и проведения учебно-тренировочных занятий эксплуатационным персоналом служб АО «Связьтранснефть» по организации связи с местами возможных аварий на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» и при устранении повреждений на КЛС, ВОЛС, РРЛ
ОР-03.100.30-КТН-154-13 Порядок проведения учебно-тренировочных занятий в ОАО «АК «Транснефть»
ОР-03.100.50-КТН-077-13 Положение о формировании и использовании аварийного запаса оборудования и материалов на предприятиях системы ОАО «АК «Транснефть»
ОР-13.020.40-КТН-009-11 Порядок представления донесений и учета аварий, инцидентов и отказов на магистральных нефтепроводах, НПС и РП
Основные характеристики организации и прогнозируемой зоны загрязнения при ЧС(Н)
Бугурусланское районное нефтепроводное управление является филиалом АО «Транснефть - Приволга».
Основной задачей Бугурусланского РНУ является обеспечение приема, транспортировки и сдачи нефти с минимальными затратами, в соответствии с заданиями АО «Транснефть - Приволга» на основе графика транспортировки и схемы нормальных грузопотоков нефти, маршрутных поручений, на основе договоров подряда, транспортировки нефти.
Бугурусланское РНУ находится по адресу 461605, Россия, Оренбургская область,
г. Бугуруслан, ул. Белинского, 54, тел.: 8(35352) 6-52-40, факс: 8 (35352) 6-52-73.
Акционерное общество «Транснефть-Приволга» (далее АО «Транснефть - Приволга») находится по адресу: 443020, Россия, г. Самара,
ул. Ленинская, д.100, тел/факс: (846) 333-44-98, 333-35-96, факс (846) 999-84-46.
E-mail: pmn@gin.ru
1.2.1 Готовность организации к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС(Н)
Готовность Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС(Н) определяется по способности к действиям по локализации и ликвидации максимально возможного разлива нефти:
- наличием достаточного количества сил и средств для проведения работ по ЛЧС(Н), время локализации разливов нефти не должно превышать 4 часов с момента обнаружения разлива - при разливе в акватории (речные акватории);
- созданием резервов финансовых и материальных ресурсов для ликвидации ЧС(Н);
- организацией управления работами по ЛЧС(Н);
- функционированием системы диспетчерского контроля и управления;
- функционированием системы связи;
- наличием защитных сооружений.
Готовность Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» к действиям по ЛЧС(Н) на переходах МН через водные преграды соответствует требованиям приказа МЧС России от 28.12.2004 №621 [6]:
- мероприятия по предупреждению и ликвидации ЧС(Н) спланированы и организованы;
- в Плане ЛРН и других руководящих документах отработаны вопросы организации взаимодействия, определен достаточный состав сил и средств ликвидации ЧС(Н);
- соответствующие КЧС ПБ осуществляют контроль за выполнением мероприятий, предусмотренных в Плане ЛРН;
- имеется перечень опасных производственных объектов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»;
- обеспечиваются требования промышленной, пожарной и экологической безопасности при транспортировке и хранении нефти;
- не менее чем на 80% опасных производственных объектах разработаны в установленном порядке декларации безопасности и планы по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
- укомплектованность и обеспеченность АСФ(Н) исправным снаряжением, оборудованием, спецтехникой и средствами ликвидации ЧС(Н) составляет не менее 80% от норм, предусмотренных Планами.
Схема расположения опасных производственных объектов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» с границами зон повышенного риска и районов приоритетной защиты представлена в приложении А.
1.2.2 Основные операции, производимые с нефтью
Для управления схемой перекачки нефти, а также обеспечения отсечения участков нефтепроводов для плановых и аварийных ремонтов на линейной части установлена запорная арматура. Запорная арматура установлена с учетом рельефа местности, пересечений с коммуникациями в целях сокращения объемов возможного разлива нефти при аварии.
Схема основных технологических потоков нефти по магистральным нефтепроводам Бугурусланского РНУ представлена на рисунке 1.
Системы обнаружения утечек на МН Бугурусланского РНУ отсутствуют.
Копии лицензий, выданных федеральными органами исполнительной власти приведены в приложении К. Декларация промышленной безопасности (сведения о разработанных декларациях промышленной безопасности) приведена в приложении Е.
Производительность МН представлена в таблице 1.
Рисунок 1 - Схема основных технологических потоков нефти в зоне ответственности Бугурусланского РНУ
Таблица 1 - Производительность магистральных трубопроводов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
| № п/п | Участок | Пропускная способность (фактическая), млн. т/год | Периодичность работы МН, ч | Среднегодовые параметры нефти | ||
| Кинематическая вязкость, мм2/с | Плотность, кг/м3 | Температура потери текучести | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| МН Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) | ||||||
| 1 | ЛПДС Нурлино - Самара | 90,32 | - | 17,45 | 866,2 | 21,05 |
| МН Бавлы - Куйбышев | ||||||
| 2 | Бавлы - Похвистнево - Кротовка | 5,3 | - | 12,86 | 868,2 | 30,45 |
| 3 | Кротовка - Новокуйбышевский НПЗ | 5,4 | - | 12,13 | 853,2 | 19,59 |
| МН Бугуруслан - Сызрань | ||||||
| 4 | Похвистнево - Кротовка | 5,7 | - | 17,42 | 871 | 21,93 |
| 5 | Кротовка - Покровская | 9,4 | - | 12,17 | 856,9 | 19,5 |
| МН Кротовка - Куйбышев | ||||||
| 6 | Кротовка - Самара | 5,4 | - | 34,79 | 879 | 13,73 |
| МН Серные Воды - Кротовка | ||||||
| 7 | Серные Воды - Кротовка | 3 | - | 59,56 | 902 | 25,8 |
| МН Муханово - Куйбышев | ||||||
| 8 | Муханово - Самара | 7,4 | - | 12,69 | 852,4 | 27,12 |
| МН Покровка - Кротовка | ||||||
| 9 | Покровка - Кротовка | 7,9 | - | 6,32 | 843,9 | 40,48 |
Основные характеристики подводных переходов магистральных нефтепроводов, эксплуатируемых Бугурусланским РНУ, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Характеристика подводных переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды эксплуатируемых Бугурусланским РНУ АО «Транснефть - Приволга»
| № п/п | Наименование МН | Км по трассе | Водная | Нитка | Год ввода | Год последнего капитального ремонта | Местонахождение ППМН | DN, | Толщина | Длина | Сведения о секущих | ||
| Техн. номер | Км по трассе | Время на закрытие, мин | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | ||
| 1 | НКК | 1963,0 | р.Ик | основная | 1975 | 2009 | Туймазинский р-н | 1220 | 15,2 | 1633 | 3 | 1961,503 | 5,5 |
| 5 | 1963,151 | 5,5 | |||||||||||
| 2 | резервная | 2009 | 1020 | 15,2 | 1626 | 4 | 1961,501 | 5,5 | |||||
| 6 | 1963,153 | 5,5 | |||||||||||
| 3 | Бавлы-Куйбышев | 90,611 | р.Мочегай | основная | 1996 | 2005 | Оренбургская обл. Бугурусланский р-н | 530 | 12 | 403 | 7 | 90,436 | 5,5 |
| 8 | 90,914 | 5,5 | |||||||||||
| 4 | Бавлы-Куйбышев | 114 | р.Б.Кинель | основная | 1995 | 2004 | 530 | 9 | 3200 | 10 | 113,116 | 5,5 | |
| 12 | 116,296 | 5,5 | |||||||||||
| 5 | резервная | - | 530 | 9 | 3410 | 11 | 113,116 | 5,5 | |||||
| 13 | 116,296 | 5,5 | |||||||||||
| 6 | НКК | 2073,2 | основная | 1974 | 2011 | 1220 | 15,2 | 2153 | 12 | 2071,713 | 5,5 | ||
| 15 | 2073,898 | 5,5 | |||||||||||
| 7 | резервная | 2013 | 1020 | 15,2 | 2188 | 13 | 2071,713 | 5,5 | |||||
| 14 | 2073,898 | 5,5 | |||||||||||
| 8 | Бугуруслан-Сызрань | 63,149 | р.М.Кинель | основная | 1996 | - | Самарская обл., Кинель-Черкасский р-н | 530 | 9 | 480 | 8 | 62,990 | 5,5 |
| 9 | 63,470 | 5,5 | |||||||||||
| 9 | Бавлы-Куйбышев | 186,3 | основная | 1996 | - | 530 | 10 | 239 | 29 | 186,191 | 5,5 | ||
| 30 | 186,433 | 5,5 | |||||||||||
| 10 | НКК | 2144 | основная | 1974 | 2002 | 1220 | 15,2 | 560 | - | - | - | ||
Окончание таблицы 2
| № п/п | Наименование МН | Км по трассе | Водная | Нитка | Год ввода | Год последнего капитального ремонта | Местонахождение ППМН | DN, | Толщина | Длина | Сведенья о секущих | ||
| Техн. номер | Км по трассе | Время на закрытие, мин | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | ||
| 11 | Серные Воды-Кротовка | 70,704 | р.Б.Кинель | основная | 2002 | - | Самарская обл., Кинель-Черкасский р-н | 377 | 10 | 1131 | 5 | 70,286 | 5,5 |
| 6 | 71,417 | 5,5 | |||||||||||
| 12 | Бавлы-Куйбышев | 227,2 | р.Кутулук | основная | 1986 | 2012 | 530 | 12 | 282 | 37А | 227,087 | 5,5 | |
| 37 | 227,367 | 5,5 | |||||||||||
| 13 | Бугуруслан-Сызрань | 104,05 | основная | 1975 | 2012 | 720 | 10 | 512 | 14 | 103,64 | 5,5 | ||
| 14А | 104,15 | 5,5 | |||||||||||
| 14 | Кротовка-Куйбышев | 3,84 | основная | 1986 | 2012 | 530 | 12 | 266 | 1 | 3,630 | 5,5 | ||
| 1А | 3,914 | 5,5 | |||||||||||
| 15 | Муханово-Куйбышев | 16,438 | основная | 1982 | 2002 | 720 | 16,5 | 263,5 | 3 | 16,285 | 5,5 | ||
| 4 | 16,550 | 5,5 | |||||||||||
| 16 | НКК | 2185,103 | основная | 1974 | - | 1220 | 15,2 | 175 | 22 | 2184,590 | 5,5 | ||
| 17 | Покровка-Кротовка | 59,0 | р.Боровка | основная | 1997 | 1998 | Оренбургская обл., Бузулукский р-н | 530 | 10 | 273 | 13 | 59,305 | 5,5 |
| 14 | 59,581 | 5,5 | |||||||||||
| 18 | Покровка-Кротовка | 22,0 | р.Ток | основная | 1998 | - | 530 | 10 | 525 | 8 | 23,038 | 5,5 | |
| 10 | 23,564 | 5,5 | |||||||||||
1.2.3 Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории
В административном отношении линейная часть магистральных нефтепроводов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» проходит по территории четырех субъектов Российской Федерации: Самарской, Оренбургской областей, республике Татарстан и республике Башкортостан. Административно-географическое расположение магистральных нефтепроводов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» представлено в приложении А.
Нефтепроводы, закрепленные за ЛПДС «Бавлы», проходят по территории Туймазинского района Башкортостана, Бавлинского района Татарстана, Северного и Бугурусланского районов Оренбургской области и Похвистневского района Самарской области. Нефтепроводы пересекают естественные и искусственные преграды.
Нефтепроводы МН «Бавлы-Куйбышев», МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев», МН «Бугуруслан-Сызрань» преимущественно проходят по холмистой местности Бугульминско-Белебеевской возвышенности, абсолютные высотные отметки 120-320 м. Местность сильно расчленена речными долинами и балками.
Землетрясения, сели, лавины для данной местности не характерны. Карстовые явления в местах расположения магистральных нефтепроводов не наблюдались.
Нефтепроводы, закрепленные за ЛПДС «Похвистнево», проходят по территории Бугурусланского района Оренбургской области и Грачевского, Бузулукского, Борского и Кинель-Черкасского района Самарской области. Нефтепроводы пересекают естественные и искусственные преграды.
Нефтепроводы проходят по холмистой местности (отроги Бугульминско-Белебеевской возвышенности), сильно расчлененной речными долинами.
Нефтепроводы, закрепленные за ЛПДС «Кротовка» проходят по территории Кинель-Черкасского, Кинельского, Борского и Сергиевского районов Самарской области. Нефтепроводы пересекают естественные и искусственные преграды.
Нефтепроводы преимущественно проходят по холмистой местности с абсолютными высотными отметками 100-200 м.
Землетрясения, сели, лавины для местности расположения объектов магистральных нефтепроводов не характерны. Карстовые явления не наблюдались.
Навигационно-гидрологический режим участков водных преград в районе расположения переходов МН и на рубежах локализации представлен в таблице 3.
Расположение подводных переходов магистральных нефтепроводов
Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» по отношению к близлежащим населенным пунктам и объектам жизнеобеспечения представлены в таблице 4.
Таблица 3 – Навигационно-гидрологический режим участка водной преграды в районе расположения переходов МН, на рубежах локализации
| № п/п | Наименование | Км | Водная | Участок (перехода МН, рубеж №) | Наличие судоходства | Наличие ледостава | Максимальная толщина льда, м | Скорость течения | Ширина водной преграды, м | Максимальная глубина, м | ||||
| Половодье | Летняя межень | Ледостав | Половодье | Летняя межень | Половодье | Летняя межень | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| 1 | НКК | 1963,0 | р.Ик | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,6 | 1,00 | 0,65 | 0,40 | 176 | 37 | 5,2 | 2,8 |
| ППМН (рез.) | Нет | Есть | 1,00 | 0,65 | 0,40 | 176 | 37 | 5,2 | 2,8 | |||||
| 2 | Бавлы-Куйбышев | 90,611 | р.Мочегай | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,8 | 1,60 | 0,72 | 0,50 | 121 | 14 | 4,8 | 1,9 |
| 3 | Бавлы-Куйбышев | 114 | р.Б.Кинель | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,7 | 1,00 | 0,91 | 0,50 | 1200* | 27 | 5,1* | 2,4 |
| ППМН (рез.) | Нет | Есть | 1,00 | 0,91 | 0,50 | 1200* | 25 | 4,8* | 2,2 | |||||
| 4 | НКК | 2073,2 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,00 | 0,82 | 0,50 | 1500* | 30 | 5,6* | 3,1 | ||
| ППМН (рез.) | Нет | Есть | 1,00 | 0,82 | 0,50 | 1475* | 30 | 6,1* | 2,5 | |||||
| 5 | Бавлы-Куйбышев | 186,3 | р.М.Кинель | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,6 | 0,80 | 0,50 | 0,30 | 115* | 23 | 6,1* | 1,9 |
| 6 | Бугуруслан-Сызрань | 63,149 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,00 | 0,63 | 0,30 | 81* | 23 | 6,2* | 2,4 | ||
| 7 | НКК | 2144 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,80 | 0,56 | 0,30 | 111* | 21 | 4,4* | 0,8 | ||
Окончание таблицы 3
| № п/п | Наименование | Км | Водная | Участок (перехода МН, рубеж №) | Наличие судоходства | Наличие ледостава | Средняя толщина льда, м | Скорость течения | Ширина водной преграды, м | Максимальная глубина, м | ||||
| Половодье | Летняя межень | Ледостав | Половодье | Летняя межень | Половодье | Летняя межень | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| 8 | Серные Воды-Кротовка | 70,704 | р.Б.Кинель | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,6 | 1,20 | 0,92 | 0,60 | 648* | 80 | 6,8* | 2,0 |
| 9 | Бавлы-Куйбышев | 227,2 | р.Кутулук | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,7 | 1,30 | 0,50 | 0,20 | 155* | 30 | 6,6* | 2,2 |
| 10 | Бугуруслан-Сызрань | 104,05 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,30 | 0,87 | 0,30 | 148* | 22 | 5,3* | 1,8 | ||
| 11 | Кротовка-Куйбышев | 3,84 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,20 | 0,50 | 0,30 | 162* | 23 | 5,9* | 1,7 | ||
| 12 | Муханово-Куйбышев | 16,438 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,20 | 0,49 | 0,30 | 111* | 16 | 4,4* | 1,4 | ||
| 13 | НКК | 2185,103 | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 1,30 | 0,50 | 0,30 | 170* | 18 | 5,4* | 1,3 | ||
| 14 | Покровка-Кротовка | 22,0 | р.Ток | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,7 | 1,50 | 0,80 | 0,40 | 509 | 31 | 5,9 | 2,0 |
| 15 | Покровка-Кротовка | 59,0 | р.Боровка | ППМН (осн.) | Нет | Есть | 0,7 | 1,60 | 0,78 | 0,60 | 78* | 19 | 8,5* | 2,1 |
| * Значения ширины и глубины для половодья определены по данным для уровня 10 % обеспеченности. | ||||||||||||||
Таблица 4 – Расположение подводных переходов магистральных нефтепроводов Бугурусланского РНУ
АО «Транснефть - Приволга» по отношению к близлежащим населенным пунктам и объектам жизнеобеспечения
| № п/п | Наименование МН | Км по трассе | Нитка (осн., рез.) | Водная преграда | Местонахождение ППМН | Ближайшие населенные пункты, расположенные ниже ППМН по течению | |||
| Правый берег | Расстояние от ППМН, км | Левый берег | Расстояние от ППМН, км | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | НКК | 1963 | основная | р.Ик | Туймазинский р-н | Уязы-Тамак | 4,2 | Новые Бавлы | 3,3 |
| 2 | резервная | - | - | Кызыл-Яр | 9,6 | ||||
| 3 | Бавлы-Куйбышев | 90,611 | основная | р.Мочегай | Оренбургская обл. Бугурусланский р-н | - | - | с.Тюрино | 4,8 |
| 4 | Бавлы-Куйбышев | 114 | основная | р.Б.Кинель | Оренбургская обл. Бугурусланский р-н | - | - | с.Красноярка | 0,5 |
| 5 | резервная | - | - | - | - | ||||
| 6 | НКК | 2073,2 | основная | - | - | - | - | ||
| 7 | резервная | - | - | - | - | ||||
| 8 | Бугуруслан-Сызрань | 63,149 | основная | р.М.Кинель | Самарская обл., Кинель-Черкасский р-н | - | - | с.Прокопенки | 2,6 |
| 9 | Бавлы-Куйбышев | 186,3 | основная | - | - | с.Кинель-Черкасы | 8,3 | ||
| 10 | НКК | 2144 | основная | - | - | - | - | ||
| 11 | Серные Воды-Кротовка | 70,704 | основная | р.Б.Кинель | Самарская обл., Кинель-Черкасский р-н | - | - | - | - |
| 12 | Бавлы-Куйбышев | 227,2 | основная | р.Кутулук | Самарская обл., Кинель-Черкасский р-н | - | - | с.Кротовка | 3,1 |
| 13 | Бугуруслан-Сызрань | 104,05 | основная | - | - | - | - | ||
| 14 | Кротовка-Куйбышев | 3,84 | основная | - | - | - | - | ||
| 15 | Муханово-Куйбышев | 16,438 | основная | - | - | - | - | ||
| 16 | НКК | 2185,103 | основная | - | - | - | - | ||
| 17 | Покровка-Кротовка | 59 | основная | р.Боровка | Оренбургская обл., Бузулукский р-н | п.Подгорный | 1,1 | п.Подгорный | 1,1 |
| 18 | Покровка-Кротовка | 22 | основная | р.Ток | Оренбургская обл., Грачёвский р-н | п.Пугачевка | 7,9 | - | - |
1.2.4 Гидрометеорологические и экологические особенности района
Согласно СНиП 23-01-99*[16], климат района расположения ППМН – континентальный. Зима (середина ноября – март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами. Температура днём в январе – от минус 10°С до минус 15°С (в отдельные годы до минус 48°С), ночью минус 13°С, минус 17°С. Снежный покров устанавливается в конце ноября, толщина его в марте достигает 50-60 см. В течение всей зимы преобладает значительная облачность. Снежный покров сходит в середине апреля. Лето (июнь – середина сентября) тёплое. Температура днём в июле 20-25°С (в отдельные годы до 36°С), ночью 13-17°С. Ветры в течение года западные и юго – западные, иногда дуют юго – восточные ветры, которые летом вызывают засуху. Преобладающая скорость ветра 2-5 м/с.
Осадки на территории Оренбургской области распределяются неравномерно. Их количество убывает с северо-запада (450 мм в год) на юго-восток (260 мм в год). Максимальное количество осадков выпадает на хребте Малый Накас (до 550 мм в год). Примерно 60 - 70 процентов годового количества осадков приходится на теплый период, что несколько сглаживает засушливость климата. Для большей части области максимум осадков отмечается в июле, минимум - в феврале. Летние осадки, как правило, имеют ливневый характер.
Продолжительность залегания снегового покрова составляет от 135 дней на юге до 154 дней на севере. Глубина промерзания почвы меняется от 70 см на северо-западе до 100 см на востоке.
Повторяемость и длительность периодов с засухой и суховеями в Оренбуржье бывает различной. За последнее столетье в северо-западных районах области сильные и средние засухи наблюдались один раз в 3-4 года, а в южных районах один раз в 2-3 года.
Снежный покров устойчиво ложится в конце ноября. Максимальной высоты снежный покров достигает в первой - второй декадах марта и может превышать 110 см. В среднем по области высота снежного покрова в этот период составляет 22-50 см. Сход снежного покрова в среднем по области приходится на первую половину апреля.
Метели в Оренбургской области чаще всего связаны с происхождением западных и южных циклонов. Штормовой ветер, сильный и мокрый снег, а порой и дождь среди зимы характеризуют местные метели. На территории области число дней с метелями колеблется до 50 дней в году. Наибольшее их число наблюдается в январе.
Грозы на территории Оренбургской области отмечаются в среднем за год в течение 20-30 дней. Наибольшее развитие грозовая деятельность получает в июле.
На западных склонах Урала среднегодовая величина осадков составляет 640–700 мм; на восточных склонах не превышает 300–500 мм; в западной равнинной части Республики Башкортостан – 400–500 мм. Из годовой суммы осадков 60–70% выпадает с апреля по октябрь, в теплое время года. Летом выпадает максимум суточного количества осадков – 78–86 мм. Холода и снежный покров обычно появляются в середине сентября и держатся до середины апреля. Число дней со снежным покровом – 153–165, в горных районах – 171–177. Высота снежного покрова: средняя – 36 см; высшая – 55 см; максимальная – 126 см.
Среднемесячная скорость ветров – 3,4–5,2 м/с. Сильные ветры со скоростью в 15 м/с и более имеют высокую повторяемость в декабре, январе и марте. В зимние месяцы выпадение снега характерно и при сильных ветрах. За сезон количество дней с метелью 32–36, в северных районах РБ 54–62.
Самарская область расположена в зоне умеренного увлажнения. Годовая сумма осадков (средняя) составляет 451 мм. В течение года минимум осадков наблюдается в феврале, максимум - в июле. Суточный максимум осадков составил 65 мм.
Из общего годового количества осадков в виде снега в среднем выпадает 23 %. Устойчивый снежный покров образуется в первую декаду декабря. Наиболее интенсивный рост высоты снежного покрова идет от ноября к январю. Наибольшей высоты снежный покров достигает в феврале, в первой декаде апреля район от снега освобождается.
В годовом распределении ветра по направлениям преобладают ветры северо-западного отчасти западного и южного направлений. В течение года отмечается по два преобладающих направления: в холодный период - северо-западное и южное, в теплый период – северо-западное и западное. Наибольшие скорости ветра наблюдаются зимой. Сильные ветры (более 15 м/с) наблюдаются в среднем около двух-трех дней в месяц. В теплый период года скорости ветра несколько ниже, чем зимой. В этот период повторяемость дней с сильным ветром невелика, в среднем 0,6-1,2 дня в месяц. Среднее количество дней в году с сильным ветром – 14.
Климат Республики Татарстан умеренно - континентальный и характеризуется морозной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура воздуха составляет плюс 4оС. Отрицательные среднемесячные температуры воздуха наступают в ноябре и удерживаются до апреля включительно. Май - первый теплый месяц со средней температурой воздуха выше 0°С. Самый жаркий месяц - июль, среднемесячная температура плюс 23°С.
Продолжительность весеннего периода, со среднесуточной температурой от 0°С до 10оС составляет около 60 дней.
Лето (переход среднесуточной температуры через 15°С) начинается в июне и продолжается около 90 дней.
Период с отрицательными температурами устанавливается в среднем 14 ноября и удерживается до 2 апреля. Продолжительность перехода со среднесуточной температурой ниже 0 оС длится около 150 дней.
Годовая амплитуда колебаний температур по району составляет 37°С. Продолжительность безморозного периода около 210 дней. Последние заморозки возможны в мае, а первые - октябре. Среднегодовое количество осадков составляет 500 мм, из них 300 мм в теплое время.
Ветровой режим. В годовом разрезе и в зимний период преобладают ветры юго-западного и южного направлений. В теплый период года на фоне уменьшения повторяемости ветров юго-западного и южного направлений увеличивается повторяемость северных ветров. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,8 м/с. Средние месячные скорости ветра изменяются в пределах 3,0-4,5 м/с.
Осадки и снежный покров. Средняя многолетняя сумма осадков составляет 482 мм. Распределение их в течение года неравномерное. Основная масса осадков (68,7%) выпадает в теплый период года, в холодный период выпадает 31,3% годовой нормы.
Снежный покров обычно появляется в середине третьей декады октября. Устойчивый снежный покров образуется в середине ноября, а разрушается – в конце первой пятидневки апреля. Полный сход снежного покрова наблюдается в начале второй декады апреля. Устойчивый снежный покров наблюдается в среднем 148 дней.
Максимальной высоты снежный покров достигает во второй и третьей декадах февраля. Наибольшая высота снежного покрова составила 57 см, средняя – 33 см, наименьшая – 19 см.
Влажность воздуха. Средняя годовая упругость водяного пара составляет 6,9мб. Средняя месячная упругость водяного пара изменяется от 1,8мб в январе-феврале до 14,6мб в июле. Средняя годовая относительная влажность воздуха составляет 72%. Средняя месячная относительная влажность воздуха изменяется от 59% в мае до 81% в ноябре-декабре. Средний годовой недостаток насыщения водяным паром равен 4,1мб.
В районе расположения ППМН имеются следующие памятники природы и особо охраняемые природные территории:
- Туймазинский район республики Башкортостан: государственный природный национальный парк «Кандры-Куль», посадки сосны 1914 года у железнодорожной станции «Кандры», посадки лиственницы в Верхнетроицком лесничестве, балка «Саган» у села Тюменяк, урочище «Шумиловский водопад». Территория национального парка «Кандры-Куль» является местом обитания редких видов птиц: чернозобая европейская гагара, серощекая поганка, лебедь-шипун и другие;
- Бавлинский район Республики Татарстан: р. Ик, р. Дымка, Салихова гора, Бугульминский государственный охотничий заказник. На территории района встречаются редкие виды животных, птиц и рыб: кутора обыкновенная (обитает в поймах малых рек и по берегам лесных водоемов), балобан (очень редок, в республике Татарстан гнездится не более пяти пар), форель ручьевая и другие;
- Кинель-Черкасский район Самарской области: Национальный парк «Бузулукский Бор», Сарбайская лесостепь, верховья р. Козловки, озеро Графское, Тимашевские лесополосы, урочище в верховьях р. Кувайки, осиновый лес в истоках р. Лозовки, родник Горенка. Обитают занесенные в Красную книгу животные и птицы: балобан, коростель, лесной жаворонок, серый журавль, ласка, горностай, барсук и др.
- Бугурусланский район Оренбургской области: Полибинские горы, лесопарк на усадьбе А.Н. Карамзина в с. Полибино, лесопосадки А.Н. Карамзина и лесопосадки А.Н. Карамзинана Белом Хуторе, Нижнезаглядинские Красные камни, Малокинельские яры с сосновым редколесьем;
- -Бузулукский район Оренбургской области: Национальный парк «Бузулукский бор», Трехсотлетние сосны, Сарминские сосны, дендросад в Бузулукском бору, культурные насаждения кедра сибирского, овраг Липуша.
Территория Оренбургской области является местом обитания редких видов животных (европейский байбак, норка европейская, выдра северная и др.), птиц (гагара чернозобая, пеликан кудрявый, аист черный и др.) и рыб (минога каспийская, стерлядь, форель ручьевая и др.), занесенных в Красную книгу.
Средняя месячная температура воздуха представлена в таблице 5.
Преобладающие направления ветра представлены в таблице 6.
Таблица 5 – Средняя месячная температура воздуха, °С
| I | II | III | IV | V | VI | VII | VIII | IX | X | XI | XII | Год |
| Самарская область | ||||||||||||
| -13,5 | -12,6 | -5,8 | 5,8 | 14,3 | 18,6 | 20,4 | 19,0 | 12,8 | 4,2 | -3,4 | -9,6 | 4,2 |
| Оренбургская область | ||||||||||||
| -14,8 | -14,2 | -7,3 | 5,2 | 15,0 | 19,7 | 21,9 | 20,0 | 13,4 | 4,5 | -4,0 | -11,2 | 4,0 |
| Республика Башкортостан | ||||||||||||
| -14,9 | -13,7 | -6,7 | 4,4 | 13,3 | 17,3 | 18,9 | 16,8 | 11,1 | 2,8 | -5,1 | -11,2 | 2,8 |
| Республика Татарстан | ||||||||||||
| -14,3 | -13,7 | -8,0 | 2,4 | 11,4 | 16,3 | 18,1 | 16,4 | 10,2 | 2,1 | -5,8 | -11,6 | 2,0 |
Таблица 6 – Преобладающее направление ветра (%)
| Месяц | С | СВ | В | ЮВ | Ю | ЮЗ | З | СЗ | штиль |
| Самарская область/ Оренбургская область | |||||||||
| Январь | 0/0 | 0/0 | 3,2/0 | 54,8/32,3 | 32,3/67,7 | 9,7/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Февраль | 0/0 | 7,1/0 | 21,4/10,7 | 57,1/39,3 | 10,7/46,4 | 3,6/3,6 | 0/0 | 0/0 | 3,6/3,6 |
| Март | 0/0 | 10/0 | 20/0 | 43,3/46,7 | 23,3/53,3 | 3,3/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Апрель | 0/0 | 3,3/0 | 13,3/3,3 | 76,7/20 | 6,7/63,3 | 0/13,3 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Май | 0/0 | 3,2/0 | 19,4/6,5 | 58,1/48,4 | 19,4/41,9 | 0/3,2 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Июнь | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 50/36,7 | 43,3/56,7 | 6,7/6,7 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Июль | 0/0 | 6,5/0 | 58,1/16,1 | 35,5/45,2 | 0/32,3 | 0/6,5 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Август | 0/0 | 0/0 | 16,1/0 | 61,3/71 | 16,1/29 | 6,5/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Сентябрь | 0/0 | 0/0 | 10/3,3 | 63,3/50 | 23,3/46,7 | 3,3/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Октябрь | 0/0 | 0/0 | 16,1/0 | 74,2/48,4 | 9,7/48,4 | 0/3,2 | 0/0 | 0/0 | 3,2/0 |
| Ноябрь | 0/0 | 0/0 | 16,7/3,3 | 56,7/26,7 | 16,7/63,3 | 10/6,7 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Декабрь | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 51,6/19,4 | 38,7/64,5 | 9,7/16,1 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Республика Татарстан / Республика Башкортостан | |||||||||
| Январь | 0/0 | 0/0 | 3,2/0 | 29/19,4 | 38,7/80,6 | 29/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Февраль | 0/0 | 0/0 | 3,6/17,9 | 60,7/46,4 | 17,9/32,1 | 17,9/3,6 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Март | 0/0 | 0/3,3 | 10/6,7 | 33,3/46,7 | 46,7/40 | 10/3,3 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Апрель | 0/0 | 0/3,3 | 6,7/10 | 40/46,7 | 46,7/36,7 | 6,7/3,3 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Май | 0/0 | 0/0 | 3,2/25,8 | 45,2/41,9 | 32,3/25,8 | 19,4/6,5 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Июнь | 0/0 | 0/0 | 0/3,3 | 13,3/56,7 | 66,7/33,3 | 20/6,7 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Июль | 0/0 | 0/3,2 | 6,5/38,7 | 54,8/58,1 | 38,7/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Август | 0/0 | 0/0 | 3,2/19,4 | 25,8/74,2 | 54,8/6,5 | 16,1/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Сентябрь | 0/0 | 0/6,7 | 6,7/20 | 40/43,3 | 50/26,7 | 3,3/3,3 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Октябрь | 0/0 | 0/0 | 9,7/16,1 | 35,5/48,4 | 51,6/32,3 | 3,2/3,2 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Ноябрь | 0/0 | 3,3/0 | 3,3/6,7 | 40/46,7 | 46,7/33,3 | 6,7/13,3 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| Декабрь | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 9,7/16,1 | 58,1/74,2 | 32,3/9,7 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
1.3 Мероприятия по предупреждению ЧС(Н)
1.3.1 Возможные источники ЧС(Н)
Возможными источниками ЧС(Н) на переходах МН Бугурусланского РНУ являются:
- магистральные трубопроводы;
- запорная арматура;
- вантузы;
- узлы отбора давления;
- КПП СОД.
Возможной причиной аварии на перечисленных объектах могут являться:
- ошибочные действия персонала при пусках и остановках насосных агрегатов;
- несоблюдение очередности оперативных переключений магистральных трубопроводов, запорной арматуры и др.;
- отказ приборов контроля и сигнализации;
- отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии или снижение величины напряжения;
- производство ремонтных работ без соблюдения необходимых организационно-технических мероприятий;
- старение оборудования (моральный или физический износ);
- коррозия оборудования и трубопроводов (образование свищей);
- применение запорной арматуры не соответствующей техническим характеристикам технологического процесса (несоответствие РN и DN);
- гидравлический удар;
- факторы внешнего воздействия (ураганы, удары молний и др.);
- ошибки, запаздывания или бездействие персонала в штатных и нештатных ситуациях;
- преднамеренные действия (теракт, несанкционированные врезки в трубопровод с целью хищения транспортируемой нефти).
Вышеперечисленные факторы могут привести к разгерметизации оборудования и явиться причиной возникновения аварийной ситуации, сопровождающейся разливом нефти.
1.3.2 Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти
Прогнозирование (определение) объёмов разливов нефти выполнено в соответствии с требованиями, установленными Постановлением Правительства РФ от 21.08.2000 № 613 [4] для следующих объектов Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»:
- трубопровод при порыве - 25 % максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти между задвижками на участке трубопровода;
- трубопровод при проколе - 2 % максимального объема прокачки в течение 14 дней.
Прогнозирование площадей разлива нефти выполнено для ситуационных моделей развития наиболее опасных ЧС(Н) с максимально-возможными объемами разливов нефти на переходах через водные преграды Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга».
Прогнозирование площадей разлива нефти в пойме выполнено с привязкой к местности относительно максимально-возможных объемов разливов нефти с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, экологических особенностей и характера малых водотоков в границах переходов Бугурусланского РНУ
АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды.
Площадь разлива нефти на акватории переходов Бугурусланского РНУ
АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды определяется формой русловой части водной поверхности, скоростью течения и местом установки рубежа локализации.
Результаты фактических расчетов максимально возможного объема и площади разлива нефти при аварии на подводных переходах Бугурусланского РНУ
АО «Транснефть - Приволга», рассчитанные согласно требованиям Постановления Правительства РФ от 21.08.2000 № 613 [4] предоставлены в таблице 7.
Таблица 7 – Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти на ППМН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
| № п/п | Наименование МН | Нитка (осн., рез.) | Водная преграда | Максимальный суточный объем прокачки, т/сутки | Утечка при проколе по ПП №613 | Утечка при порыве по ПП №613 | ||||||
| Объем, м3 | Масса, т | Площадь разлива на суше, м² | Площадь разлива на водотоке, м² | Объем, м3 | Масса, т | Площадь разлива на суше, м² | Площадь разлива на водотоке, м² | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 1 | НКК | осн. | р.Ик | 247452 | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 19670 | 17038 | 353352 | 6556572 |
| рез. | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 19105 | 16549 | 344314 | 6368448 | ||||
| 2 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Мочегай | 14520 | 4683 | 4066 | 98509 | 1560931 | 1126 | 978 | 27714 | 375435 |
| 3 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Б.Кинель | 14520 | 4683 | 4066 | 98509 | 1560931 | 1704 | 1480 | 40064 | 568035 |
| 4 | рез. | 4683 | 4066 | 98509 | 1560931 | 1747 | 1517 | 40968 | 582447 | |||
| 5 | НКК | осн. | 247452 | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 20248 | 17539 | 362578 | 6749224 | |
| 6 | рез. | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 19538 | 16923 | 351239 | 6512534 | |||
| 7 | Бугуруслан-Сызрань | осн. | р.М.Кинель | 15616 | 5020 | 4372 | 104799 | 1673356 | 1219 | 1062 | 29743 | 406459 |
| 8 | Бавлы-Куйбышев | осн. | 14520 | 4683 | 4066 | 98509 | 1560931 | 1094 | 950 | 27007 | 364696 | |
| 9 | НКК | осн. | 247452 | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 18477 | 16005 | 334220 | 6159042 | |
| 10 | Серные Воды-Кротовка | осн. | р.Б.Кинель | 8219 | 2549 | 2301 | 57322 | 849509 | 682 | 616 | 17735 | 227360 |
| 12 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Кутулук | 14794 | 4862 | 4142 | 101855 | 1620626 | 1119 | 953 | 27550 | 372933 |
| 13 | Бугуруслан-Сызрань | осн. | 25753 | 8415 | 7211 | 165969 | 2805010 | 1941 | 1663 | 44978 | 646890 | |
| 14 | Кротовка-Куйбышев | осн. | 14794 | 4713 | 4142 | 99066 | 1570846 | 1085 | 954 | 26804 | 361616 | |
| 15 | Муханово-Куйбышев | осн. | 20273 | 6659 | 5676 | 134767 | 2219787 | 1584 | 1350 | 37544 | 528047 | |
| 16 | НКК | осн. | 247452 | 79989 | 69287 | 1231472 | 26663034 | 18049 | 15634 | 327322 | 6016405 | |
| 17 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Боровка | 21643 | 7181 | 6060 | 144122 | 2393664 | 1659 | 1400 | 39112 | 552890 |
| 18 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Ток | 21643 | 7181 | 6060 | 144122 | 2393664 | 1710 | 1443 | 40191 | 570049 |
Максимальный объем (масса) разлива согласно ПП РФ от 21.08.2000 №613 [4] при проколе на ППМН «НКК» составит 79989 м3 (69287 т) и при порыве на ППМН через р. Б.Кинель – 20231 м3 (17540 т). В соответствии с ПП РФ от 21.08.2000 №613 [4], разлив нефти в таком объеме является ЧС(Н) федерального значения. Уровень Плана, в соответствии с требованиями Правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации [6], определен как «федеральный».
В связи с тем, что АО «Транснефть - Приволга» осуществляет диспетчерский контроль за режимом работы МН, дистанционное управление за работой МН и периодический осмотр трасс МН (в сроки указанные в приложении С), а так же наличии перевальных точек на МН (мест с максимальной высотной отметкой на участке трассы, препятствующих вытеканию нефти из участков расположения ниже по высотным отметкам, при отсутствии внешнего давления) прогнозирование (определение) фактических объёмов разливов нефти выполнено с учетом вышеперечисленных условий:
Объем возможного разлива нефти при проколе трубопровода Vпрокол, м3 определяется по формуле
| (1) |
где Qmin – минимальный расход утечки, обнаруживаемый СОУ, СДКУ, м3/ч;
Тобсл – максимальное время, затраченное на обнаружение утечки, ч (определяется графиком патрулирования трассы МН обходчиком, воздушного патрулирования).
Объем возможного разлива нефти при порыве трубопровода Vпорыв, м3, рассчитывается в два этапа. На первом этапе определяется объем утечки, соответствующий периоду времени с возникновения аварийной ситуации до момента закрытия секущих задвижек.
| (2) |
где Qчас – производительность перекачки нефти по участку МН, м3/ч;
Треагир– суммарное время, затраченное на анализ показаний СОУ, СДКУ, остановку насосов и закрытие задвижек, ч;
| (3) |
где Танализ – время, затраченное на обнаружение утечки по анализу показаний СОУ, СДКУ, мин;
Тнас – время остановки насосов, мин;
Тзакр – время закрытия задвижек, мин.
На втором этапе рассчитывается объем утечки нефти из аварийного участка МН, Vстока, м3, при закрытых отсекающих задвижках и сбросе внутреннего давления.
| (4) |
где D – наружный диаметр трубопровода, м;
d – толщина стенки трубопровода, м;
Lстока – суммарная длина участков стока, м.
Суммарная длина участков стока определяется путем анализа продольного профиля перехода МН через водную преграду:
- Определяются глубины водной преграды в межень и в половодье.
- Определяется вакуумметрическая высота нестекающего столба нефти в межень и в половодье. При нахождении дефекта под водой вакуумметрическая высота hв+воды, м, будет зависеть от глубины расположения дефекта и определяется из соотношения:
 ,
| (5) |
где r воды – плотность воды, кг/м3;
h воды – высота столба воды над дефектом (глубина водной преграды в месте дефекта), м.
Для прогнозирования принимается расположение возможного дефекта в самой глубокой точке водной преграды, высота столба воды над дефектом равна максимальной глубине водной преграды;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
Ратм – атмосферное давление, МПа;
Рнас.пар. – давление насыщенных паров нефти, МПа;
r неф. – плотность нефти, кг/м3.
– Определяются и наносятся на продольный профиль координаты Yверх, мБС, верха столба нефти в межень и в половодье. Координата Y верха столба нефти определяется по формуле
 ,
| (6) |
где Yтр – отметка верха трубы в месте предполагаемого дефекта, мБС;
hв+воды, – вакуумметрическая высота, м.
- Выявляются и определяются по продольному профилю координаты X и Y участков стока нефти в межень и в половодье.
- Определяются длины участков стока нефти в межень и в половодье. Длина каждого участка стока La-b, м, определяется по формуле
 ,
| (7) |
где Xa, Ya – координаты задвижки или перевальной точки, лежащей выше по отметкам верха столба нефти в межень и в половодье;
Xb, Yb – координаты верха столба нефти в межень и в половодье.
При отсутствии на профиле точек с координатами Y, превышающими координаты Y верха столба нефти длина участков стока равна «0». Сток не происходит.
Общий объем утечки при «порыве», Vпорыв, м3, определяется по формуле
 .
| (8) |
Результаты расчета объема разлива нефти с учетом профиля трубопровода и параметров эксплуатации в период межени представлены в таблице 8.
Результаты расчета объема разлива нефти с учетом профиля трубопровода и параметров эксплуатации в период половодья представлены в таблице 9.
Таблица 8 – Результаты расчета объема разлива нефти с учетом профиля трубопровода и параметров эксплуатации в период межени
| № п/п | Пропускная способность МН, м3/ч | Наименование МН | Водная преграда | Время реагирования, мин | Объем утечки до закрытия задвижек, м3 | Диаметр МН, мм | Толщина стенки, мм | Длина участков стока, м | Объем утечки после закрытия задвижек, м3 | Объем утечки при «порыве», м3 | Минимальный расход утечки, обнаруживаемый СОУ, м3/ч | Периодичность осмотра перехода МН, ч | Объем утечки при «проколе», м3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 12401,82 | НКК (осн.) | р.Ик | 10,5 | 542,6 | 1220 | 15,2 | 1474 | 1637,5 | 2180,0 | 238 | 24 | 5713 |
| 12401,82 | НКК (рез.) | 542,6 | 1020 | 15,2 | 1474 | 1133,1 | 1675,7 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 2 | 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Мочегай | 10,5 | 31,8 | 530 | 12 | 482 | 96,9 | 128,7 | 14 | 24 | 335 |
| 3 | 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Б.Кинель | 10,5 | 31,8 | 530 | 9 | 3030 | 623,5 | 655,3 | 14 | 24 | 335 |
| 726,9 | Бавлы-Куйбышев (рез.) | 31,8 | 530 | 9 | 3030 | 623,5 | 655,3 | 14 | 24 | 335 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 2121 | 2356,2 | 2898,8 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 12401,82 | НКК (рез.) | 542,6 | 1020 | 15,2 | 2121 | 1630,5 | 2173,1 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 4 | 796,45 | Бугуруслан-Сызрань (осн.) | р.М.Кинель | 10,5 | 34,8 | 530 | 9 | 412 | 84,8 | 119,6 | 15 | 24 | 359 |
| 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | 31,8 | 530 | 10 | 140 | 28,5 | 60,3 | 14 | 24 | 335 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 337 | 374,4 | 917,0 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 5 | 395,51 | Серные Воды-Кротовка (осн.) | р.Б.Кинель | 10,5 | 17,3 | 377 | 10 | 836 | 83,6 | 100,9 | 8 | 24 | 182 |
| 6 | 754,33 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Кутулук | 10,5 | 33,0 | 530 | 9 | 136 | 28,0 | 61,0 | 15 | 24 | 348 |
| 1310,36 | Бугуруслан-Сызрань (осн.) | 57,3 | 720 | 9 | 207 | 80,1 | 137,4 | 25 | 24 | 601 | |||
| 735,53 | Кротовка-Куйбышев (осн.) | 32,2 | 530 | 9 | 90 | 18,5 | 50,7 | 14 | 24 | 337 | |||
| 1031,56 | Муханово-Куйбышев (осн.) | 45,1 | 720 | 16,5 | 235 | 87,1 | 132,2 | 19 | 24 | 476 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 556 | 617,7 | 1160,2 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 7 | 1118,28 | Покровка-Кротовка (осн.) | р.Бобровка | 10,5 | 48,9 | 530 | 10 | 227 | 46,3 | 95,3 | 22 | 24 | 513 |
| 8 | 1118,28 | Покровка-Кротовка (осн.) | р.Ток | 10,5 | 48,9 | 530 | 10 | 425 | 86,8 | 135,7 | 22 | 24 | 513 |
Таблица 9 – Результаты расчета объема разлива нефти с учетом профиля трубопровода и параметров эксплуатации в период половодья
| № п/п | Пропускная способность МН, м3/ч | Наименование МН | Водная преграда | Время реагирования, мин | Объем утечки до закрытия задвижек, м3 | Диаметр МН, мм | Толщина стенки, мм | Длина участков стока, м | Объем утечки после закрытия задвижек, м3 | Объем утечки при «порыве», м3 | Минимальный расход утечки, обнаруживаемый СОУ, м3/ч | Периодичность осмотра перехода МН, ч | Объем утечки при «проколе», м3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 12401,82 | НКК (осн.) | р.Ик | 10,5 | 542,6 | 1220 | 15,2 | 136 | 151,1 | 693,7 | 238 | 24 | 5713 |
| 12401,82 | НКК (рез.) | 542,6 | 1020 | 15,2 | 136 | 104,6 | 647,1 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 2 | 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Мочегай | 10,5 | 31,8 | 530 | 12 | 164 | 33,0 | 64,8 | 14 | 24 | 335 |
| 3 | 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Б.Кинель | 10,5 | 31,8 | 530 | 9 | 0 | 0 | 31,8 | 14 | 24 | 335 |
| 726,9 | Бавлы-Куйбышев (рез.) | 31,8 | 530 | 9 | 0 | 0 | 31,8 | 14 | 24 | 335 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 94 | 104,4 | 647,0 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 12401,82 | НКК (рез.) | 542,6 | 1020 | 15,2 | 94 | 72,3 | 614,8 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 4 | 796,45 | Бугуруслан-Сызрань (осн.) | р.М.Кинель | 10,5 | 34,8 | 530 | 9 | 0 | 0 | 34,8 | 15 | 24 | 359 |
| 726,9 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | 31,8 | 530 | 10 | 0 | 0 | 31,8 | 14 | 24 | 335 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 0 | 0 | 542,6 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 5 | 395,51 | Серные Воды-Кротовка (осн.) | р.Б.Кинель | 10,5 | 17,3 | 377 | 10 | 45 | 4,5 | 21,8 | 8 | 24 | 182 |
| 6 | 754,33 | Бавлы-Куйбышев (осн.) | р.Кутулук | 10,5 | 33,0 | 530 | 9 | 0 | 0 | 33,0 | 15 | 24 | 348 |
| 1310,36 | Бугуруслан-Сызрань (осн.) | 57,3 | 720 | 9 | 57 | 22,1 | 79,4 | 25 | 24 | 601 | |||
| 735,53 | Кротовка-Куйбышев (осн.) | 32,2 | 530 | 9 | 30 | 6,2 | 38,4 | 14 | 24 | 337 | |||
| 1031,56 | Муханово-Куйбышев (осн.) | 45,1 | 720 | 16,5 | 26 | 9,6 | 54,8 | 19 | 24 | 476 | |||
| 12401,82 | НКК (осн.) | 542,6 | 1220 | 15,2 | 0 | 0 | 542,6 | 238 | 24 | 5713 | |||
| 7 | 1118,28 | Покровка-Кротовка (осн.) | р.Бобровка | 10,5 | 48,9 | 530 | 10 | 186 | 38,0 | 86,9 | 22 | 24 | 513 |
| 8 | 1118,28 | Покровка-Кротовка (осн.) | р.Ток | 10,5 | 48,9 | 530 | 10 | 0 | 0 | 48,9 | 22 | 24 | 513 |
1.3.3 Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти
Границы зон ЧС(Н) определены по максимально возможному объему разлившейся нефти на переходах Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды с учетом вероятных зон поражения тепловым излучением при пожарах разлива нефти.
Под зонами поражения пролива нефти понимаются зоны поражения открытым пламенем и зоны поражения тепловым излучением.
Размеры зоны поражения открытым пламенем определяется размером зоны, где возможно его появление. В пределах прямого воздействия пламени люди получают смертельные поражения, все горючие материалы воспламеняются.
Под зоной поражения тепловым излучением принимается зона вдоль границы пожара глубиной, равной расстоянию, на котором будет наблюдаться тепловой поток с заданной величиной. Характер воздействия на здания и сооружения в этой зоне определяется наличием возгораемых веществ и величиной теплового потока.
Физико-химические свойства нефти транспортируемой Бугурусланским РНУ АО «Транснефть - Приволга» и оценка риска возникновения ЧС(Н) на подводных переходах МН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» представлены в Приложении Б.
При разливах нефти на речные акватории границы зон ЧС(Н) определены площадью русла водотока до мест установки 2 рубежа локализации.
Расчеты распространения пятна нефти в зависимости от скорости течения реки и времени, прошедшего после начала аварии на подводных переходах Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга», представлены в таблице 10.
Таблица 10 - Распространение нефтяного пятна в русле водной преграды
| № п/п | Наименование МН | Км по трассе | Водная преграда | Время, прошедшее после начала аварии, час | Летняя межень | Ледостав | Половодье | |||
| Скорость течения реки, м/с | Местоположение пятна ниже по течению от места аварии, км | Скорость течения реки, м/с | Местополо-жение пятна ниже по течению от места аварии, км | Скорость течения реки, м/с | Местополо-жение пятна ниже по течению от места аварии, км | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | НКК | 1963 | р.Ик | 1 | 0,65 | 2,34 | 0,40 | 1,44 | 1,0 | 3,60 |
| 2 | 4,68 | 2,88 | 7,20 | |||||||
| 4 | 9,36 | 5,76 | 14,40 | |||||||
| 6 | 14,04 | 8,64 | 21,60 | |||||||
| 8 | 18,72 | 11,52 | 28,80 | |||||||
| 2 | Бавлы-Куйбышев | 90,611 | р.Мочегай | 1 | 0,72 | 2,59 | 0,50 | 1,80 | 1,6 | 5,76 |
| 2 | 5,18 | 3,60 | 11,52 | |||||||
| 4 | 10,37 | 7,20 | 23,04 | |||||||
| 6 | 15,55 | 10,80 | 34,56 | |||||||
| 8 | 20,74 | 14,40 | 46,08 | |||||||
| 3 | Бавлы-Куйбышев | 114 | р.Б.Кинель | 1 | 0,91 | 3,28 | 0,50 | 1,80 | 1,0 | 3,60 |
| 2 | 6,55 | 3,60 | 7,20 | |||||||
| 4 | 13,10 | 7,20 | 14,40 | |||||||
| НКК | 2073,2 | 6 | 19,66 | 10,80 | 21,60 | |||||
| 8 | 26,21 | 14,40 | 28,80 | |||||||
| 4 | Бавлы-Куйбышев | 186,3 | р.М.Кинель | 1 | 0,63 | 2,27 | 0,30 | 1,08 | 1,0 | 3,60 |
| Бугуруслан-Сызрань | 63,149 | 2 | 4,54 | 2,16 | 7,20 | |||||
| 4 | 9,07 | 4,32 | 14,40 | |||||||
| 6 | 13,61 | 6,48 | 21,60 | |||||||
| НКК | 2144 | 8 | 18,14 | 8,64 | 28,80 | |||||
Окончание таблицы 10
| № п/п | Наименование МН | Км по трассе | Водная преграда | Время, прошедшее после начала аварии, час | Летняя межень | Ледостав | Половодье | |||
| Скорость течения реки, м/с | Местоположение пятна ниже по течению от места аварии, км | Скорость течения реки, м/с | Местополо-жение пятна ниже по течению от места аварии, км | Скорость течения реки, м/с | Местополо-жение пятна ниже по течению от места аварии, км | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 5 | Серные Воды-Кротовка | 70,704 | р.Б.Кинель | 1 | 0,92 | 3,31 | 0,60 | 2,16 | 1,2 | 4,32 |
| 2 | 6,62 | 4,32 | 8,64 | |||||||
| 4 | 13,23 | 8,64 | 17,28 | |||||||
| 6 | 19,87 | 12,96 | 25,92 | |||||||
| 8 | 26,50 | 17,28 | 34,56 | |||||||
| 6 | Бавлы-Куйбышев | 227,2 | р.Кутулук | 1 | 0,87 | 3,13 | 0,30 | 1,08 | 1,30 | 4,68 |
| Бугуруслан-Сызрань | 104,05 | 2 | 6,26 | 2,16 | 9,36 | |||||
| Кротовка-Куйбышев | 3,84 | 4 | 12,53 | 4,32 | 18,72 | |||||
| Муханово-Куйбышев | 16,438 | 6 | 18,79 | 6,48 | 28,08 | |||||
| НКК | 2185,103 | 8 | 25,06 | 8,64 | 37,44 | |||||
| 7 | Покровка-Кротовка | 22 | р.Ток | 1 | 0,80 | 2,88 | 0,40 | 1,44 | 1,50 | 5,40 |
| 2 | 5,76 | 2,88 | 10,80 | |||||||
| 4 | 11,52 | 5,76 | 21,60 | |||||||
| 6 | 17,28 | 8,64 | 32,40 | |||||||
| 8 | 23,04 | 11,52 | 43,20 | |||||||
| 8 | Покровка-Кротовка | 59 | р.Боровка | 1 | 0,78 | 2,81 | 0,60 | 2,16 | 1,60 | 5,76 |
| 2 | 5,62 | 4,32 | 11,52 | |||||||
| 4 | 11,23 | 8,64 | 23,04 | |||||||
| 6 | 16,85 | 12,96 | 34,56 | |||||||
| 8 | 22,46 | 17,28 | 46,08 | |||||||
1.3.4 Ситуационные модели наиболее опасных ЧС(Н) и их социально-экономических последствий для персонала, населения и окружающей среды прилегающей территории
При определении типовых сценариев возможных ЧС(Н) используются результаты расследования произошедших аварий на объектах ОАО «АК «Транснефть» и на других аналогичных объектах, связанных с обращением нефти.
В соответствии с имеющейся декларацией промышленной безопасности определены ситуационные модели наиболее опасных и наиболее вероятных ЧС(Н) на подводных переходах Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга», с описанием сценариев ЧС(Н):
а) Наиболее опасный сценарий развития возможной аварии:
Разрыв подводной части нефтепровода ® истечение нефти из поврежденного участка ® всплытие нефти на поверхность воды ® распространение нефти на поверхности воды (по течению) ® распространение и эмульгирование нефти в поверхностном слое воды, осаждение нефти на прибрежных участках ® воспламенение нефти при наличии или возникновении источника зажигания ® выброс продуктов горения, интоксикация и термическое поражение флоры и фауны реки (водоема) и людей, попавших в зону влияния поражающих факторов.
б) Наиболее вероятный сценарий развития возможной аварии:
Повреждение подводной части нефтепровода ® истечение нефти из поврежденного участка ® всплытие нефти на поверхность воды ® распространение нефти на поверхности воды (по течению) без воспламенения ® испарение легких углеводородов нефти в атмосферу ® рассеивание паров нефти без опасных последствий ® растворение и эмульгирование нефти в поверхностном слое воды, осаждение нефти на прибрежных участках ® интоксикация флоры и фауны водного объекта.
Для населения и окружающей среды наиболее опасными ЧС(Н) являются аварии, при которых в зону действия опасных факторов разлива нефти попадают акватории (речные акватории) проходящие через населенные пункты (вблизи населенных пунктов).
Рассматриваются следующие сценарии разливов нефти на водной поверхности в безледовый и ледовый периоды, а также на суше в случае разлива нефти в пойменной части ППМН:
1 Безледовый период:
Перемещение и удаление нефтяных пятен от источника аварии будет в первую очередь определяться скоростью течения реки и направлением ветра. Под действием течения нефть переносится вниз по реке, а ветер сместит пятно к одному из берегов.
2 Ледовый период:
Перемещение нефтяного пятна не зависит от направления ветра. Плавающая нефть, попав под лед, будет двигаться по подводной части ледяного поля, которая обычно имеет неровную поверхность. Подвижность нефти уменьшается. Скорость перемещения нефтяного пятна подо льдом составляет 10-50 % от скорости потока в приледном слое воды толщиной 0,1 м, в зависимости от шероховатости нижней поверхности льда. При нарастании льда неподвижная нефть вмерзает в лед и, в дальнейшем, находится в толще льда в виде вмороженных капель или отдельных линз.
3 Распространение нефти на поверхности почвы:
Перемещение нефтяного загрязнения на поверхности почвы происходит в сторону мест понижения рельефа местности. При этом происходит загрязнение почвенного слоя земли, в зависимости от нефтеёмкости грунта и его влажности.
Результатом аварии на подводных переходах магистральных нефтепроводов, кроме потерь нефти, является токсическое поражение (загрязнение) окружающей среды: воды, земли (почвы, грунта), атмосферного воздуха. Скопление нефти в пониженных местах трассы нефтепровода может вызвать образование горючих паровоздушных смесей с последующим возможным возгоранием и, как следствием, задымленностью близлежащих населенных пунктов, потерей материальных ценностей и термическим поражениям людей попавших в зону пожара.
Основными поражающими факторами при авариях на подводных переходах магистральных нефтепроводов могут являться:
- загрязнение окружающей природной среды;
- токсическое воздействие на человека;
- тепловое излучение пламени горящей нефти или термическое воздействие при пожаре;
- ударная волна, которая может образовываться при взрывах горючих паровоздушных смесей.
Степень загрязнения атмосферы определяется массой летучих низкомолекулярных углеводородов, испарившихся с покрытой нефтью поверхности акватории водных объектов (поймы) в соответствии с «Методикой определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах» [11]. Расчеты степени загрязнения атмосферы от возможных ЧС(Н) на подводных переходах МН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды приведены в таблице 11.
Таблица 11 – Расчеты степени загрязнения атмосферы от возможных ЧС(Н) на подводных переходах МН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
| № п/п | Наимено-вание МН | Нитка (осн., рез.) | Водная преграда | Толщина пленки нефти | Масса испарившихся углеводородов с площади разлитой нефти * | ||
| На поверхн. земли, м | На водн. объекте, м | На поверхн. земли, кг | На водн. объекте, кг | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | НКК | осн. | р.Ик | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 |
| рез. | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 | |||
| 2 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Мочегай | 0,048 | 0,003 | 0,054 | 0,862 |
| 3 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Б.Кинель | 0,048 | 0,003 | 0,054 | 0,862 |
| рез. | 0,048 | 0,003 | 0,054 | 0,862 | |||
| НКК | осн. | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 | ||
| рез. | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 | |||
| 4 | Бугуруслан-Сызрань | осн. | р.М.Кинель | 0,048 | 0,003 | 0,058 | 0,924 |
| Бавлы-Куйбышев | осн. | 0,048 | 0,003 | 0,054 | 0,862 | ||
| НКК | осн. | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 | ||
| 5 | Серные Воды-Кротовка | осн. | р.Б.Кинель | 0,044 | 0,003 | 0,032 | 0,469 |
| 6 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Кутулук | 0,048 | 0,003 | 0,056 | 0,895 |
| Бугуруслан-Сызрань | осн. | 0,051 | 0,003 | 0,092 | 1,548 | ||
| Кротовка-Куйбышев | осн. | 0,048 | 0,003 | 0,055 | 0,867 | ||
| Муханово-Куйбышев | осн. | 0,049 | 0,003 | 0,074 | 1,225 | ||
| НКК | осн. | 0,065 | 0,003 | 0,680 | 14,718 | ||
| 7 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Боровка | 0,050 | 0,003 | 0,094 | 1,321 |
| 8 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Ток | 0,050 | 0,003 | 0,094 | 1,321 |
| * удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности нефти, разлившейся на земле и на воде соответственно принята при 30°С; | |||||||
Расчеты загрязнений водных объектов при ЧС(Н) определяются по
«Методике исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства» [12]. Расчеты загрязнений водных объектов при ЧС(Н) на подводных переходах МН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Расчеты ущерба загрязнений водных объектов при ЧС(Н) на подводных переходах МН Бугурусланского РНУ АО «Транснефть - Приволга» через водные преграды
| № п/п | Наименование МН | Нитка (осн., рез.) | Водная преграда | Квг* | Кв | Кин | Кдл | Нi** | У, млн. руб. |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | НКК | осн. | р.Ик | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 |
| рез. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 | |||
| 2 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Мочегай | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1626 | 4830 |
| 3 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Б.Кинель | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1626 | 4830 |
| рез. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1626 | 4830 | |||
| НКК | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 | ||
| рез. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 | |||
| 4 | Бугуруслан-Сызрань | осн. | р.М.Кинель | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1749 | 5195 |
| Бавлы-Куйбышев | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1626 | 4830 | ||
| НКК | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 | ||
| 5 | Серные Воды-Кротовка | осн. | р.Б.Кинель | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 921 | 2734 |
| 6 | Бавлы-Куйбышев | осн. | р.Кутулук | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1657 | 4921 |
| Бугуруслан-Сызрань | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 2884 | 8567 | ||
| Кротовка-Куйбышев | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 1657 | 4921 | ||
| Муханово-Куйбышев | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 2271 | 6744 | ||
| НКК | осн. | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 27715 | 82315 | ||
| 7 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Боровка | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 2424 | 7200 |
| 8 | Покровка-Кротовка | осн. | р.Ток | 1,05 | 1,39 | 1,85 | 1,1 | 2424 | 7200 |
| К вг - коэффициент, учитывающий природно-климатические условия в зависимости от времени года; Кв - установлен для бассейна водного объекта; Кин - коэффициент инфляции; Кдл - коэффициент, учитывающий длительность негативного воздействия для вредных (загрязняющих) веществ на водный объект при непринятии мер по его ликвидации; H i - такса для исчисления размера вреда при загрязнении в результате 1 аварий водного объекта вредным (загрязняющим) веществом, млн. руб. | |||||||||
| * принят для половодья; ** принята для максимальной массы вредного (загрязняющего) вещества. | |||||||||
Характеристики неблагоприятных последствий ЧС(Н) для населения, окружающей среды и объектов экономики, карты и сценарии ЧС(Н) различных уровней с учетом природно-климатических условий представлены в приложении В.
Дерево событий, возникающих в результате аварии на МН (разлива нефти) представлено на рисунке В.1 в приложении В.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 1349; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!