На эстакаде паромазутопроводов между главным корпусом и мазутонасосной имеются:

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

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

Трубопровод диаметром 108 мм рециркуляции мазута из котельной.

Трубопровод сжатого воздуха диаметром 76 мм для нужд мазутохозяйства.

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

ТПНБ.

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

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

ТПНБ предназначена для приёма, хранения и выдачи нефтепродуктов потребителям.

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

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

В состав нефтебазы входят следующие сооружения:

Сливная железнодорожная эстакада для одновременной обработки 10 вагонов-цистерн;

Резервный парк общей ёмкостьюм3;

Насосная;

Операторные слива и налива нефтепродуктов;

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Площадка вакуумных емкостей;

Дренажные емкости для нефтепродуктов;

Ливнёвые емкости;

Наливная автомобильная эстакада на 8 постов;

Емкость сбора конденсата;

Очистные сооружения;

Насосная пожаротушения;

Канализационная насосная станция;

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

Площадка налива нефтепродуктов в нефтеналивные суда;

Административное здание;

Котельная на жидком топливе;

Здание дизель - генераторной;

Скважина, станция фильтрации, водонапорная башня.

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

Томский ШПЗ.

Томский ШПЗ занимает территорию площадью 31,4 га.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Отгрузка производится в полувагоны железной дороги.

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

На территории ШПЗ имеется автозаправочный пункт.

2.1.3. Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории организаций

ТЭЦ-3.

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

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

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

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

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

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

Плотность застройки – 38 %.

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

ГРЭС-2.

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

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

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

первый въезд для транспортировки угля на открытый склад и разгрузсарай;

второй въезд в депо Промжелдортранса;

третий въезд для подачи реагентов на химводоочистку;

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

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

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

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

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

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

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

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

ПРК.

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

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

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

Площадь промплощадки ПРК составляет - 203495 м².

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

ТНПБ.

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

Район нефтебазы не сейсмичен.

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

Согласно СанПин 2.2.1/2.1.11200 – 03 от 01.01.2001 года санитарно-защитная зона для ТНПБ составляет 100 метров.

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

Подъездные пути к территории нефтебазы асфальтированы и освещены.

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

Данные о размещении близлежащих организаций и жилых домов:

Наименование организации

Удаленность от границ объекта, км

Направление

Численность в НРС

0,4

восток

10

«Т»

0,5

юг

58
ПКК «Акселон»

0,3

север

60
Жилые дома ЗАТО Северск

2.0

север

Плотность населения 9,5 чел/км2

Томский ШПЗ.

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

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

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

масса нормативного снегового покрова - 150 кг/м2;

нормативный ветровой напор - 38 кг/м2;

средняя температура наиболее холодных суток - минус 44 °С;

средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 40 °С;

абсолютный максимум температуры - плюс 38°С;

абсолютный минимум температуры - минус 47 °С;

среднегодовое количество осадков - 637 мм;

высота снежного покрова - 60 см;

глубина промерзания грунтов - 2,40 м;

среднегодовая температура воздуха - минус 0,6°С;

преобладающее направление ветра - южное и юго-западное.

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

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

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

Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца - 68 %.

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

Среднемесячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца - 79 %.

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

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

Cреднегодовая роза ветров

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

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

2.1.4. Гидрометеорологические и экологические особенности районов размещения организаций

ТЭЦ-3.

Геологическое строение площадки разведено на глубину 50 м.

В этих пределах разрез имеет двухъярусное строение - верхний ярус до глубиным представлен глинами, суглинками, супесями, песками, лигнитом.

Гидрологические условия характеризуются наличием двух водоносных горизонтов.

Уровни грунтовых вод фиксируются на глубину м им от поверхности.

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

В данном районе очаг выбросов загрязняющих веществ формируется выбросами предприятий нефтехимический завод», , ТЭЦ-3.

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

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

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

Воздействие нефтяных загрязнений на экосистемы.

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

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

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

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

Воздействия и последствия

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

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

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

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

ГРЭС-2.

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

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

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

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

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

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

Воздействия и последствия

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

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

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

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

ПРК.

Геологическое строение площадки разведено на глубину 50 м.

В этих пределах разрез имеет двухъярусное строение - верхний ярус до глубиным представлен глинами, суглинками, супесями, песками, лигнитом.

Гидрологические условия характеризуются наличием двух водоносных горизонтов.

Уровни грунтовых вод фиксируются на глубину м им от поверхности.

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

В данном районе очаг выбросов загрязняющих веществ формируется выбросами предприятий ЖБК-100», -Т», ПРК.

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

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

Воздействие нефтяных загрязнений на экосистемы.

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

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

Ситуация 1

Ситуация 2

Сильное воздействие в течение нескольких часов или суток, локальный масштаб

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

Воздействия и последствия

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

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

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

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

ТНПБ.

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

Сведения о среднемесячной температуре воздуха в районе расположения ТНПБ:

Месяц

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

T°С воздуха

-20,5

-18,5

-8,5

2,9

10,5

17,3

18,3

16,4

9,9

1,6

-9,5

-17,9

Среднегодовая

0,3

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

Направление

Повторяемость (%)

Направление

Повторяемость (%)

Январь

Июль

С

19

С

29

СВ

1

СВ

8

В

1

В

6

ЮВ

7

ЮВ

8

Ю

15

Ю

15

ЮЗ

36

ЮЗ

17

З

11

З

10

СЗ

10

СЗ

7

Штиль

53

Штиль

28

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

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

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

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

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

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

Томский ШПЗ.

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

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

Интенсивность проявлений опасных природных процессов:

грозы (40-60 часов в год);

сильные ветры со скоростью 20 м/сек;

ливни с интенсивностью 30 мм в час и более;

град с диаметром частиц 20 мм;

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

снегопады, превышающие 20 мм за 24 часа;

вес снежного покрова – 100 кг/м3;

гололед с диаметром отложений 20 мм.

2.2. Мероприятия по предупреждению ЧС (Н)

ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК, ТНПБ, Томский ШПЗ

Организационные мероприятия

Технологические мероприятия

Инженерно-технические мероприятия

Своевременное проведение регламентных работ

Планирование мероприятий

Организация мониторинга

Регулярная проверка исправности оборудования

Использование безопасных технологий

Автоматизированный контроль

Повышение надежности оборудования

Обвалование

Окрашивание

Применение экранов

Использование ндивидуальных средств защиты

2.2.1. Возможные источники ЧС (Н)

ТЭЦ-3.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

100% объема наибольшего резервуара (3000 м3);

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

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

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения надземных резервуаров;

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

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

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

В настоящее время АЗС на ТЭЦ-3 согласно локальному акту Томского филиала находится в средне срочной остановке (Приказ Томского филиала « О среднесрочной остановке АЗС № 3, Акт № 1 от 01.01.2001 на среднесрочную остановку.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

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

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

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

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

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

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

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

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

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

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

№

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,

5

Разгерметизация насосов

1,

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,

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

Наиболее вероятны аварийные разливы нефтепродуктов в зоне ТРК.

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

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

Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар.

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

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

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

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

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

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

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

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества (м3)

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц обору­дования (шт.)

в единице обору­дова­ния

всего на участке

агре­гатное состояние

Марка топлива

Мазутохозяйство

резервуарный парк нефтепродуктов

резервуар надземный РВС

3

3000

9000

жидкость

мазут

Маслохозяйство

Открытый маслосклад

бак хранения масла

12

70

840

жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Маслоаппаратная

расходные баки масла

6

2

12

жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

АЗС

резервуарный парк нефтепродуктов

резервуар подземный, РГС

5

50

250

жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

приемно-сливное устройство

ж/д цистерна

8

60

480

жидкость

Мазут, трансформаторное и турбинное масло

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

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

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

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

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 № 000 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

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

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

ГРЭС-2.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

100% объема наибольшего резервуара (1000 м3);

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

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

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения надземных резервуаров;

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

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

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

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

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

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

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

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

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

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

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

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

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

№

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,

5

Разгерметизация насосов

1,

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,

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

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

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

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

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

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

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

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

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества (м3)

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц обору­дования (шт.)

в единице обору­дова­ния

всего на участке

агрегатное состояние

Марка топлива

Мазутохозяйство

Резервуарный парк нефте-продуктов

Резервуар надземный РВС

2

1000

2000

Жидкость

мазут

Маслохозяйство

Открытый склад ТМХ, Помещение регенерации масла

Бак хранения масла

12

От 1,5 до 71

316,3

Жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Баки хранения отработанногомасла

3

1,5-18,5

28

Жидкость

Трансформаторное и турбинное масло

Турбинный цех

Маслосистемы турбоагрегатов

5

16-32

99

Жидкость

Турбинное масло

АЗС № 2 автоколонны № 1 АТХ

Резервуарный парк нефте-продуктов

Резервуар подземный, РГС

5

25-50

175

Жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

Приемно-сливное устройство

ж/д цистерна

8

60

480

Жидкость

Мазут, трансформаторное и турбинное масло

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

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 № 000 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

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

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

ПРК.

Согласно общей методике расчета максимальный, аварийный разлив принимается:

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

автомобильная и ж/д цистерна - 100% объема;

железнодорожный состав – 50% общего объема цистерн в составе;

На объекте могут реализовываться следующие сценарии аварий:

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

разливы нефтепродуктов в результате разрушения подземных резервуаров;

разливы нефтепродуктов в результате разрушения наземных резервуаров;

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

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

разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации трубопровода.

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

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

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

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

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

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

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

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

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

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

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

№

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны и ж/д цистерны

5,

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,

5

Разгерметизация насосов

1,

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,

7

Разрыв трубопроводов (на 1 м)

5,

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

Наиболее вероятны аварийные разливы нефтепродуктов в зоне ТРК.

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

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

Система приемных лотков обеспечивает сбор разлитых нефтепродуктов в аварийный резервуар.

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

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

разгерметизация блока;

разлив жидкой фазы;

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование и дрейф облака нефтепродукта.

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

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

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

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

Технологическое оборудование

Количество опасного вещества (м3)

Физические условия содержания опасного вещества

наименование

технологического участка

наименование

оборудования,

категория производства

количество единиц оборудования (шт.)

в единице обору-дования

всего на участке

агре­гатное состо­яние

Марка топлива

Мазутохозяйство

Резервуарный парк нефтепродуктов

Резервуар наземный РВС

3

(3492 тонны)

10474 тонны

Жидкость

мазут

АЗС № 4 АТХ ТФ

Резервуарный парк нефтепродуктов

Резервуар подземный, РГС

5

50

250

Жидкость

А-80, АИ-92, Дизтоп-ливо

Сливная эстакада

Приемно-сливное устройство

железнодорожная цистерна

14

60

14х60

Жидкость

Мазут

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

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

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

Таким образом, согласно приказу МПР РФ от 03.03.03 № 000 аварийный разлив будет отнесен к чрезвычайной ситуации при значениях нижнего уровня разлива нефтепродуктов для резервуарного парка 15 т, для технологического трубопровода 20 т.

В настоящее время АЗС на объекте СП ПРК согласно локальному акту Томского филиала находится в средне срочной остановке (Приказ Томского филиала «О среднесрочной остановке АЗС № 4, Акт № 2 от 01.01.2001 на среднесрочную остановку.

Заправка автотранспорта в настоящее время осуществляется на АЗС города Томска.

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

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

ТНПБ.

На ТНПБ имеется сливная железнодорожная эстакада, которая состоит из:

двух веток железнодорожного пути;

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

Нефтепродукты поступают по железной дороге в вагоноцистернах на эстакаду слива светлых НП. Для перекачки бензинов и дизельного топлива используются насосы нефтяные центробежные типа 360\80 К с ДНК двойным торцевым уплотнением.

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

Характеристика пункта управления процессом.

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

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

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

№

Наименование оборудования

Кол-во

(шт)
Расположение

Назначение

Техническая характеристика

Резервуарный парк

1

РВС-3000

2

Наземный объект

Хранение бензина АИ-80

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3, вместимость 2115 т

2

РВС-3000

1

Наземный объект

Хранение бензина АИ-80

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3, вместимость 2115 т

3

РВС-1000

1

Наземный объект

Хранение бензина А-92

Резервуар вертикальный стальной объем 1000м3, вместимость 705 т

4

РВС-3000

2

Наземный объект

Дизтопливо (зимнее, летнее)

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3 вместимость 2580 т

5

РВС-3000

1

Наземный объект

Аварийный резервуар

Резервуар вертикальный стальной объем 3000м3, вместимость 2580 т

Железнодорожная и автомобильная эстакады слива и налива светлых нефтепродуктов

6

Сливные устройства УСН-150

10

Территория сливной эстакады

Слив светлых НП

7

Ж/д цистер­на

10

Территория сливной эстакады

Перевозка светлых НП

Объем цистерны - 60 м3

8

Автоцистерна

8

Территория наливной эстакады

Перевозка светлых НП

Объём цистерны – 30 м3

Трубопровод

9

Технологический трубопровод

Наземный объект

транспортировка бензина

S=1320 м, Ду=200 мм

Насосная светлых нефтепродуктов

10

Насос НК 360/80К чугун

1

Помещение насосной

Перекачка бензина

110 кВт, 2870 об/мин, 360 м3/час

11

Насос НК 360/80К чугун

1

Помещение насосной

Перекачка дизтоплива

110 кВт, 2870 об/мин, 360 м3/час

АСН-5

12

Насос КМН 100

1

Территория СНЭ

Перекачка бензина

18,5 кВт, 2475 об/мин, 100 м3/час

13

Насос КМН 100

1

Территория СНЭ

Перекачка дизтоплива

18,5 кВт, 2475 об/мин, 100 м3/час

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

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

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

Таким образом, согласно таблице 3 Приказа МПР РФ от 03.03.03 № 000 аварии при АРН относятся к ЧС при значениях нижнего уровня для авто и железнодорожных цистерн по бензинам 5т, для хранилищ по бензинам 10 т.

Физико-химические, взрывопожароопасные и токсические характеристики нефтепродуктов:

№ пп

Наименование параметра

Параметр

Нормативный документ

1.

1.1

1..2

Наименование вещества:

химическое

торговое

Бензин

Бензин

ГОСТ 2084-77*2

2.

2.1

2.2

Формула: эмпирическая структурная

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

ГОСТ 2084-77*2

3.

Состав, % мас.

ГОСТ 2084-77*2

3.1

Основной продукт

3.2

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

0,013

4.

Общие данные

ГОСТ 2084-77*2

4.1

Молекулярная масса

усредн. 95,45

4.2

Температура кипения, °С (при давлении 101кПа)

начало 35 конец 195

4.3

Плотность при 20°С, кг/м3

740-770

5.

Данные о взрывоопасности

ГОСТ 2084-77*2 , -ченко Пожаровзрыво-опасность веществ и материалов и средства их тушения»

5.1

Температура вспышки °С

Минус 27-39

5.2

Температура самовоспламе­нения, °С.

255-370

5.3

Пределы взрываемости, % об.

1,0-6,0

6.

Данные о токсической опасности

4 класс токсической опасности

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

ГОСТ 12.1.005-88

6.1

ПДК в воздухе рабочей зоны

100 мг/м3

6.2

ПДК в атмосферном воздухе

300 мг/м3

6.3

Летальная токсодоза Lct50

40-70 мг/кг

6.4

Пороговая токсодоза Pct50

9,5-11,5 мг/кг

7.

Реакционная способность

Горючая жидкость

-/-

8.

Информация о воздействии на людей

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

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

9.

Средства защиты

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

Справоч. «Вредные вещества в промышленности»

10.

Методы перевода вещества в безвредное состояние

Вентиляция помещений, пролитый продукт убирается

Справочник «Вредные вещества в промышленности»

11.

Меры первой помещении пострадавшим от воздействия вещества

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

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

1.

Наименование вещества:

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

ГОСТ 305-82

1.1

химическое

1.2

торговое

2.

Общие данные

ГОСТ 305-82

2.1

Молекулярный вес

160-180 кг/кмоль

2.2

T кипения (при давлении 101 кПа)

180-200 °С

2.3

Плотность при 20

860 кг/м3

3.

Данные о взрывопожароопасности

Класс взрывопожароопасности Т-1

ГОСТ 305-82.

, «Пожаровзрывоопас-ность веществ и материалов и средства их тушения»

3.1

Т °С вспышки

40 °С

3.2

Т °С самовоспламенения

300-330 °С

3.3

Пределы взрываемости:

- концентрационные

2-3 % объема

- температурные

57-120 °С

4.

Данные о токсической опасности

4 класс токсической опасности

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

ПДК в воздухе рабочей зоны

ПДК в атмосферном воздухе

300 мг/м3

Летальная токсодоза Lct50

40-60 мг/л

Пороговая токсодоза Pct50

8,5-10,5 мг/л

5.

Меры предосторожности

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

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

6.

Информация о воздействии на людей

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

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

7.

Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества

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

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

Томский ШПЗ.

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

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

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

дефекты труб (13,9 %);

дефекты оборудования (1,4 %);

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

нарушение правил технической эксплуатации (3,9 %);

внутренняя эрозия и коррозия (2,4 %);

подземная коррозия (37,1 %);

механические повреждения (6,9 %);

стихийные бедствия (2,2 %);

прочие (9 %).

Средняя частота инициирующих событий:

№

Инициирующее событие

Значение частоты (1/год)

1

Разгерметизация резервуара хранения нефтепродукта

1,1 × 10-4

2

Разгерметизация автоцистерны топливозаправщика

5,0 × 10-6

3

Срыв шланга при сливе из автоцистерны

5,0 × 10-3

4

Перелив нефтепродукта при заполнении резервуара

5,0 × I 0-6

5

Разгерметизация насосов

1,0 × 10-3

6

Разгерметизация трубопроводов (на 1 м)

4,5 × 10-6

7

Разрыв трубопроводов(на 1 м)

5,0 × 10-6

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

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

разгерметизация блока;

разлитие жидкой фазы;

пожар разлития жидкой фазы нефтепродукта;

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

испарение части нефтепродукта, образовавшегося в результате разлития;

формирование облака нефтепродукта;

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

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

Вероятность реализации перечисленных сценариев развития аварии по статистическим данным:

№

Сценарий развития аварии

Вероятность

1.

Факельное горение

0.0574

2.

Образование огневого шара

0.0287

3.

Горение пролива вытекшей среды

0.7039

4.

Сгорание облака ТВС в детонационном режиме

0.0119

5.

Сгорание облака ТВС в дефлаграционном режиме

0.1689

6.

Безопасное рассеивание

0.0292

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

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

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

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

На складе топлива могут реализовываться следующие сценарии аварий:

аварийные разливы нефтепродуктов;

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

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

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

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

Характер неисправности или аварии

Возможные причины

Способ устранения

Неисправности

Капельная или струйная течь в соединении труб (оборудования)

Уплотнительное кольцо

установлено неправильно;

уплотнительное кольцо имеет

дефекты;

под уплотнительное кольцо попал

при монтаже посторонний предмет;

на манжете трубы имеются забоины

Установить аварийную муфту

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

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

Установить односторонний аварийный хомут

Течь нефтепродуктов через сквозные пробоины труб

Повреждение трубопровода в результате механического воздействия

Установить односторонний аварийный хомут

Аварии

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

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

Прекратить перекачку и заменить поврежденную трубу

Выход из строя участка трубопровода

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

Прекратить перекачку и заменить поврежденные трубы

Разрыв трубопровода в соединении труб

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

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

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

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

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

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

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

Безопасностью пересечений трубопроводами водных преград /Под общ. ред. . – М.: - Бизнесцентр», 2001.

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

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

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

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

растекание нефтепродуктов;

инфильтрация нефтепродуктов в почвы и грунты;

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

локализация разлива в результате контакта с заграждением.

ТЭЦ-3.

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

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

Целью прогнозирования явились определение:

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

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;

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

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

Согласно общей методике расчета максимальный аварийный разлив может составить:

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

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

Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 № 000.

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

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

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

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

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

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в нефтепродуктах.

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

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

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

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

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

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

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

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

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

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

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

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

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

С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:

в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;

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

в результате разгерметизации трубопроводов.

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

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

разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;

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

разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.

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

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

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

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

Оценка площади разлития.

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

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

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

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

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

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

Vp=50 м3

Fзр=5*0,9*70=315 м2.

Форма зоны максимального разлития представляет собой круг с радиусом

= 10 м.

Далее аналогично:

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

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

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

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

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

Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).

Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле

V = T х q, где

V – объем разлившегося нефтепродукта;

T – время отключения электродвигателя насоса, час.;

q – производительность насоса, м3/час.

T = 300 с = 0,08 час.

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

V = 130 х 0,08 = 10,4 м3, где

Площадь свободного разлива может составить Fзр=5*1*10,4=52 м2.

ГРЭС-2.

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

Целью прогнозирования явились определение:

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

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;

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

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

Согласно общей методике расчета (Постановление Правительства РФ от 01.01.2001 г. № 000) максимальный аварийный разлив может составить:

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

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

Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 № 000.

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

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

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

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

амортизационным износом конструкций;

хрупкостью металла при низких температурах;

дефектами сварки;

скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;

неравномерностью просадки оснований;

коррозией металла из-за высокого содержания серы в НП.

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

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

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

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

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

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

внешними причинами природного и техногенного характера;

диверсиями и террористическими актами.

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

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

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

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

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

С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:

в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;

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

в результате разгерметизации трубопроводов.

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

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

разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;

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

разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.

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

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

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

Оценка площади разлития

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

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

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

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

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

Vp=70 м3

Fзр=5*0,9*71=320 м2.

Форма зоны максимального разлития представляет собой круг с радиусом

= 10 м.

Далее аналогично:

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

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

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

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

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

Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).

Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле

V = T х q, где

V – объем разлившегося нефтепродукта;

T – время отключения электродвигателя насоса, час.;

q – производительность насоса, м3/час.

T = 300 с = 0,08 час.

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

Из за большого объема эта статья размещена на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9