гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС->3000 —> образование свободного разлития бензина -> экологическое загрязнение земли, воздуха;
полная раз герметизация емкости РВС-3000 в обвалование -> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина -> испарение пролива, образование облака ТВС —> дрейф облака + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной;
гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.
гидродинамический прорыв обвалования при полной раз герметизации емкости РВС-3000 —> мгновенное высвобождение газовой фазы из емкости и образование пролива бензина —> испарение пролива, образование облака ТВС —> источник зажигания -> взрыв облака ТВС -> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной;
гидродинамический прорыв обвалования при полной разгерметизации емкости РВС-3000 —> образование свободного разлития бензина + источник зажигания —> воспламенение пролива -> поражение людей, разрушение зданий и сооружений тепловым излучением;
полная разгерметизация железнодорожной цистерны —> мгновенное высвобождение газовой фазы с образованием облака ТВС и образование свободного разлития бензина —> дрейф облака ТВС + источник зажигания —> взрыв облака ТВС —> поражение людей, разрушение зданий и сооружений ударной волной.
Томский ШПЗ.
Для расчета необходимого для локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов количества сил и средств, в качестве исходных данных использовались: объемы возможных работ, вид потребной техники, производительность единицы техники, потребное количество техники, время выполнения работ по локализации разлива.
Ликвидация разлива нефтепродуктов – выполнение организационно-технических мероприятий по устранению последствий аварийных разливов нефтепродуктов. ЛРН включает в себя работы по устранению истечения из аварийного источника, локализации разлива и сбору аварийно разлитых нефтепродуктов.
Ликвидация небольших разливов на территории ШПЗ (до нескольких десятков литров) производится силами работников ШПЗ без привлечения сторонних организаций.
Ликвидация больших разливов нефти производится силами Центрального аварийно-спасательного отрядом «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций» (свидетельство № 000 от 01.01.2001г.) и силами Нижневартовского территориального подразделения отряда.
Место дислокации Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций»:
Московская обл., г. Бронницы, Пионерский пер. д. 40.
Место дислокации Нижневартовского территориального подразделения отряда аварийно-спасательных и экологических операций»:
г. Нижневартовск, ул. 60-летия Октября, , сот. 7-03.
Проведенные расчеты позволяют утверждать, что количество сил и средств, имеющихся в наличии у достаточно для проведения локализации и ликвидации разливов нефти на территории Томского ШПЗ с учетом дислокации отрядов.
При возникновении пожара для его тушения привлекаются подразделения ГПС МЧС РФ.
Согласно боевому уставу пожарной охраны МВД РФ (Приложение к приказу МВД РФ от 5 июля 1995 года № 000) руководитель тушения пожара - прибывшее на пожар старшее должностное лицо, определяет номер (ранг) пожара, осуществляет непосредственное руководство тушением пожара. Руководитель тушения пожара, на принципах единоначалия управляет личным составом, участвующим в тушении пожара, а также привлекаемыми к тушению пожара силами и средствами, достаточность которых определяется во время ведения разведки. Руководитель тушения пожара в зависимости от обстановки на пожаре может создавать оперативный штаб, боевые участки и сектора.
Взаимодействие подразделений противопожарной службы МЧС России и Томского ШПЗ осуществляется на основании требований "Руководства по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках", М.: ГУГПС, 1999.
Численность личного состава пожарного формирования, численность и тактико-технические данные находящихся на вооружении пожарных автомобилей соответствует расчетным характеристикам и нормативным требованиям по обеспечению тушения пожаров на объектах, аналогичных данному ШПЗ.
2.2.6. Мероприятия по предотвращению ЧС (Н)
Общие мероприятия для структурных подразделений Томского филиала -11»по предупреждению чрезвычайных ситуаций включают:
мероприятия по снижению риска;
мероприятия по повышению уровня подготовки руководителей и служащих к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации;
мероприятия по подготовке объектов, их сил и средств к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации;
мероприятия по организации обучения, тренировок и учений;
мероприятия по поддержанию в готовности системы оповещения в случае возникновения аварий или чрезвычайных ситуаций;
мероприятия по созданию резервов материальных и финансовых ресурсов;
меры по осуществлению страхования гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного объекта;
мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в деятельность объекта, а также по противодействию возможным террористическим актам и др.
Обеспечение постоянной готовности сил и средств ликвидации разлива нефтепродуктов СП ТЭЦ-3 Томского филиала -11» достигается:
обучением производственного персонала Томского филиала -11» правилам противопожарной безопасности, проведением вводного и периодического инструктажа по правилам противопожарной безопасности, плановых занятий с персоналом в объеме пожарного минимума согласно нормам пожарной безопасности;
наличием в максимально доступных местах и в готовности к немедленному применению исправного и в достаточном количестве пожарного инвентаря и оборудования по ЛЧС (Н);
обеспечением круглогодичного удобного подъезда средств пожаротушения и других сил и средств ликвидации аварийных разливов к объектам филиала «ТГК-11».
Готовность сил и средств ликвидации ЧС сторонних организаций обеспечивается в соответствии с существующими ведомственными нормативами.
Для обеспечения постоянной готовности сил и средств к эффективному проведению работ по ЛРН в уставленные графиком сроки проводятся учебно-тренировочные занятия с отработкой практических навыков.
После каждого использования запасы материалов, инструмента, инвентаря, приспособлений и прочих средств должны пополняться до необходимого уровня.
Для безопасной эксплуатации технологического оборудования, зданий, сооружений, коммунально-энергетических сетей в Томском филиале -11» ежегодно планируется осуществлять следующие мероприятия:
плановое обследование состояния оборудования;
плановую диагностику технологических трубопроводов, резервуаров, отдельных узлов, агрегатов, механизмов повышенной опасности;
проведение плановых испытаний, контрольных замеров технологического оборудования;
проведение паспортизации оборудования;
контроль выполнения графика государственной проверки контрольно-измерительных приборов.
Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ТЭЦ-3.
Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.
При этом визуально должно проверяться:
состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;
состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);
уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.
Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.
Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц.
При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда.
Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство. Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).
Для каждого резервуара при проведении внутреннего осмотра должен быть определен высотный трафарет.
Размеры высотного трафарета следует проверять ежегодно с помощью рулетки с лотом. При изменении размеров высотного трафарета более чем на 3% от определенных при очередном осмотре должен проводиться внеочередной внутренний осмотр резервуара с зачисткой резервуара от донных отложений.
Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.
Контрольный замер уровней при помощи рулетки с лотом производится в конце месяца для сверки приборов и инструментальной инвентаризации остатков мазута.
Резервуары для хранения топлива АЗС на территории СП ТЭЦ-3 автоколонны АТХ Томского филиала оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.
Правильность показаний уровнемеров следует проверять по графику, но не реже одного раза в неделю.
Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня 10,3 м и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня 3,5 м.
При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с).
При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте 9,3 м) измерение уровня мазута в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.
Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня 3,5 м (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута на сжигание ми по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам.
Отбор проб из резервуара или изменение уровня (вручную) должен производиться не реже чем через 2 ч после прекращения налива или слива мазута.
Во время дренирования резервуара (удаление отстоявшейся воды) необходимо следить за стоками, не допуская вытекания мазута из резервуара.
При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле), а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.
При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого резервуар должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта.
При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.
Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному заместителем технического директора ТЭЦ-3.
Внутренний осмотр арматуры мазутопроводов не реже 1 раза в 4 года согласно графику, утвержденному директором СП ТЭЦ-3.
При наружном осмотре трубопроводов должно быть проверено:
состояние изоляции и кожухов;
герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;
состояние опор и подвесок;
плотность сальников арматуры;
наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры; наличие смазки в редукторах электроприводов, плотность их корпусов.
При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.
Для проведения дефектоскопии сварных швов выделяются специально назначенные лица из персонала лаборатории металлов.
Обнаружение неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.
Проверку АВР насосов I и II подъемов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала электроцеха и цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.
Осмотр баков открытого склада маслохозяйства, трубопроводов, запорной арматуры и оборудования маслоаппаратной на предмет отсутствия подтёков масла, целостности прокладок, запорной арматуры, проводится ежедневно оперативным персоналом и 1 раз в неделю мастером по техническому обслуживанию в светлое время суток.
Внеочередные осмотры проводятся при резких изменениях температуры окружающего воздуха в осеннее, весеннее и зимнее время года.
Кроме того, при обходах обращается внимание на состояние обваловки баков открытого склада, исправность электроосвещения, отопления, вентиляции помещения маслоаппаратной, состояние средств пожаротушения.
Техническое освидетельствование резервуаров производится специализированной организацией, которая имеет лицензию на проведение данной работы.
Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.
В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов входят:
наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения нефтепродуктов и др. оборудования;
проверка технической документации;
испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т. п.);
проверка средств пожаротушения;
проверка средств связи;
проверка средств индивидуальной защиты;
проверка вентиляционных систем в производственных помещениях;
проверка входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.
Перечень технических мероприятий по предупреждению АРН и их последствий, реализованных на объекте.
Выход наружу нефтепродуктов возможен при:
нарушении герметичности резервуаров, ж/д и авто цистерн, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;
выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;
ошибках производственного персонала;
преднамеренных действиях (диверсиях).
Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:
электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;
выполнена молниезащита зданий и сооружений.
защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м;
защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;
сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;
дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;
подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;
для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;
объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;
предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;
управление электрозадвижками выполнено по мест, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;
контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;
для защиты масла от увлажнения баки открытого склада и маслоаппаратной оборудованы воздухоосушителями на трубах дыхания. Замена силикагеля в них производится при изменении цвета индикаторного силикагеля, но не реже одного раза в 6 месяцев.
Территория СП ТЭЦ-3 ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.
Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.
На щите управления установлены следующие сигнальные реле, указывающее нарушение работы оборудования:
уровень в приемной емкости высок;
уровень в расходном резервуаре высок;
уровень в дренажном баке высок;
температура мазута в главном трубопроводе высока (низка);
неисправность цепей АВР насосов;
не поднят блинкер;
давление в напорных магистральных мазутопроводах низко;
аварийное отключение погружных насосов;
аварийное отключение конденсатных насосов;
работа АВР насосов II подъема;
неисправность автоматов на панелях.
Условия безопасного отсечения потоков:
схемой обвязки предусмотрено аварийное отключение либо переключение объекта с помощью запорной арматуры.
Системы аварийного освобождения емкостного технологического оборудования:
наличие системы аварийных и дренажных емкостей.
Оборудование мазутного хозяйства снабжено следующими блокировками:
1. Подготовка цепей АВР к работе.
Условия действия блокировки: включенный в работу насос развил давление 4,2 кгс/см2 для насосов 1 подъема и 20 кгс/см2 II подъема.
Цепи включения АВР насосов подготовлены.
Действие блокировки заключается в следующем. При отсутствии необходимого давления появляется сигнал «Неисправность цепей АВР насосов» при установке ключей блокировки насосов в положение «Резерв».
2. Автоматическое включение резервных насосов I и II подъемов. Условия действия блокировки:
ключ блокировки резервного насоса установлен в положение «Резерв»; цепи схемы АБР подготовлены. Действие блокировки:
включается резервный насос в случаях: понижения давления в напорном патрубке работающего насоса I подъема 4,0 кгс/см2 и насоса 20 кгс/см2 II подъема ниже заданного, или при отключении электродвигателя работающего насоса.
3. Включение резервного трансформатора при потере напряжения на рабочих шинах секций.
Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:
с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;
обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);
оборудование резервуаров защитной обваловкой;
оборудование технологических площадок бордюрами;
наличие на объекте абсорбирующих материалов;
оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;
периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.
Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ГРЭС-2.
Обслуживание мазутного хозяйства возлагается на машиниста - обходчика МНС и контролируется старшим машинистом и начальником смены КЦ и должны руководствоваться:
инструкцией по эксплуатации мазутохозяйства;
противопожарной инструкцией;
ПТБ при обслуживании топливно-транспортного оборудования ТЭС;
приказами и распоряжениями по эл. станции и КЦ;
правилами внутреннего распорядка;
правилами технической эксплуатации ТЭС.
На КЦ возлагаются следующие обязанности:
контроль за качеством и количеством поступающего мазута;
обслуживание мазутного хозяйства в соответствии с настоящей инструкцией;
подготовка оборудования для проведения ремонтных работ;
технический надзор и приемка систем мазутного хозяйства после ремонта и реконструкций;
ведение регистрации технологических переключений по мазутному хозяйству; ведение журналов дефектов оборудования, технических распоряжений, инструктажа учета проработки руководящих документов, проверки знаний ПТЭ, ПТБ, регистрации нарядов-допусков на проведение газоопасных работ;
организация техучебы изучения ПТЭ, ПТБ, проведения инструктажа и противоаварийных тренировок;
организация рабочих мест;
соблюдение противопожарных правил и содержание средств пожаротушения;
выполнение ПТБ.
Перевод работы мазутного хозяйства из одного режима в другой осуществляется по указанию начальника смены электростанции оперативным персоналом под руководством начальника смены КЦ.
Все операции, связанные с пуском, остановом, нарушениями в работе оборудования и систем, изменениями в технологической схеме мазутного хозяйства, проведением осмотров и проверок действия сигнализации и блокировок, должны быть отражены в оперативном журнале с названием топочного времени выполнения операций.
При эксплуатации мазутного хозяйства не требуется постоянное присутствие обслуживающего персонала в помещении мазутонасосной. Рабочее место машиниста мазутного хозяйства находится в помещении щита управления мазутонасосной. Обслуживание оборудования осуществляется периодическим осмотром и постоянным контролем за обеспечением режима нормальной работы оборудования, четким выполнением графиков осмотров и проверок оборудования.
При эксплуатации мазутного хозяйства должны быть обеспечены необходимые параметры нормальной работы оборудования.
Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.
При этом визуально должно проверяться:
состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;
состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза, окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);
уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.
Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.
Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц. При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда. Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство. Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).
Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.
Правильность показаний уровнемеров следует проверять по мере необходимости, но не реже одного раза в неделю.
Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня заполнения и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня.
При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с). При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте) измерение уровня в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.
Верхний предельный уровень заполнения металлических резервуаров не должен превышать 0,85 проектной высоты.
Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута в котельную но по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам ( паровые регистры при этом должны быть отключены, дренаж на конденсатопроводах от паровых регистров открыт и конденсат слит).
При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле) а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.
При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого, резервуар должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта. При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.
У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации необходимо проводить нивелирование окрайки днища ежегодно или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках не реже чем через 6 месяцев.
В последующие годы, после стабилизации основания, следует производить нивелирование днища не реже, чем через 5 лет.
Обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров (проверка технического состояния, определение фактических толщин металла кровли; стенки и днища резервуара, нивелирование основания резервуара и отмостки) должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в 10 лет. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии должны заноситься в паспорт резервуаров и учитываться при назначении сроков капитального ремонта, определении пригодности к дальнейшей эксплуатации.
Внутренний осмотр резервуаров с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 5 лет. При наличии донных отложений последние должны удаляться.
Капитальный ремонт резервуаров проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначается на основании результатов проверок технического состояния и внутренних осмотров.
Количество сожженного топлива определяется по показаниям расходомеров или обмером в резервуарах мазутного склада. Учет следует вести по калибровочным таблицам каждого резервуара.
Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2.
При осмотре должно быть проверено:
состояние изоляции и кожухов;
герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;
состояние опор и подвесок;
плотность сальников арматуры;
наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры;
наличие смазки в редукторах эл. приводов, плотность их корпусов;
состояние сбросных и предохранительных клапанов.
При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.
Обнаруженные неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.
Проверку АВР насосов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.
Проверку АВР насосов следует проводить в следующем порядке, убедиться в готовности резервного насоса к автоматическому включению. Задвижки на напоре и всасе резервного насоса открыты, вентили манометров открыты, ключ АВР в рабочем положении - указывает номер насоса, находящегося в резерве.
Проверка АВР при исчезновении питания на электродвигателе работающего насоса:
аварийной кнопкой или ключом управления снять питание с работающего насоса;
визуально и по показаниям манометров убедиться, что резервный насос включился в работу;
убедиться в появлении сигнала «Работа АВР»;
включить ранее работавший насос и выключить проверяемый резервный насос.
Ежесуточно в дневную смену необходимо проводить сверку показаний автоматических уровнемеров резервуаров мазута с данными «ручных» уровнемеров.
Проверка системы сигнализации о недопустимом повышении и понижении уровня и температуры в резервуарах проводится совместно с оперативным персоналом ЦТ АИ по графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2, но реже одного раза в неделю.
Все средства измерений должны находиться в исправном состоянии и в постоянной готовности к выполнению измерений.
Все средства измерений подлежат государственной или ведомственной проверке. Сроки этих проверок, а также организации, методика их проведения и отчетность должны соответствовать требованиям стандартов организаций - разработчиков средств изменений и других руководящих документов.
Резервуары для хранения топлива АЗС автоколонны № 1 АТХ оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.
При регенерации масла на стационарно установленных или передвижных центрифугах должно быть организовано постоянное наблюдение персонала (дежурного) за их работой и температурой масла, которая должна поддерживаться в пределах, указанных в технических условиях. Пролитое в процессе очистки масло следует немедленно убирать.
Установка должна немедленно отключаться при появлении течей масла или других неисправностей, угрожающих возникновением пожара или ее разрушением. При работах на передвижной центрифуге должен быть оборудован дополнительный пост первичных средств пожаротушения, если отсутствует постоянный пост в радиусе 20 м.
Слив масла из трансформаторов и реакторов (или их заполнение) на ремонтной площадке, в трансформаторной мастерской, на специальной или монтажной площадке в главном корпусе электростанций должно осуществляться путем подключения переносных шлангов к централизованной разводке маслопроводов маслохозяйства и с использованием специальных баков для этих целей.
Периодически проверять уровень масла в генераторном устройстве. Уровень должен быть на мм ниже панели (крышки) генераторного устройства. При необходимости трансформаторное масло доливают с пробивным напряжением не менее 45 кВ.
Не реже одного раза в 2 года необходимо определять пробивное напряжение трансформаторного масла из бака высоковольтного трансформатора. Пробивное напряжение должно быть не ниже 35 кВ. Если пробивное напряжение масла ниже 35 кВ, то его заменяют.
Замену желательно производить под вакуумом. Пробивное напряжение масла при замене не должно быть менее 45 кВ.
Перед подачей масла в турбинный цех даётся разрешение на приём масла начальником смены турбинного цеха.
Схема подачи собирается открытием вентиля №14 бака №7 ТМХ, затем открывается вентиль №8 на верхнем коллекторе турбинного масла, с последующим открытием вентиля насоса № 1, после чего запускается 1 насос.
Перед подачей отработанного масла из турбинного цеха также должно поступить распоряжение от начальника смены турбинного цеха.
Для приёма отработанного масла собирается следующая схема: открывается вентиль №3 нижнего коллектора турбинного масла, затем вентиль № 1 маслонасоса, включается маслонасос №1 и перекачивается масло в приготовленную ёмкость открытого склада ТМХ.
Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:
электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;
выполнена молниезащита зданий и сооружений. Защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м.;
защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;
сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;
дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;
подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;
для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;
объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;
предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;
управление электрозадвижками выполнено по месту, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;
контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;
для защиты масла от увлажнения баки открытого склада оборудованы воздухоосушителями на трубах дыхания. Замена силикагеля в них производится при изменении цвета индикаторного силикагеля, но не реже одного раза в 6 месяцев;
территория ГРЭС-2 ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.
Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.
Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:
с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;
обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);
оборудование резервуаров защитной обваловкой;
оборудование технологических площадок бордюрами;
наличие на объекте абсорбирующих материалов;
оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;
периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.
Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ПРК.
Контроль технического состояния наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами (резервуаров) должен производиться по утвержденному графику обходов оборудования.
При этом визуально должно проверяться:
состояние и исправность гарнитуры и арматуры; состояние изоляции, обвалования, фланцевых и сварных соединений;
состояние лестниц, замерного люка и перил ограждения на крыше резервуара; отмостки люка-лаза окрайков днища и нижнего сварного шва (боковой поверхности с днищем);
уровень мазута по уровнемеру, установленному на резервуаре.
Дыхательная арматура и огневые предохранители должны проверяться не реже двух раз в месяц в весенне-летний период, а при отрицательной температуре воздуха - не реже одного раза в 10 дней.
Проверка вентиляционных патрубков должна проводиться не реже 1 раза в месяц.
При осмотре дыхательной арматуры очистить клапаны и сетки ото льда.
Обо всех замеченных неисправностях или нарушениях следует доложить начальнику смены цеха и лицу, ответственному за мазутное хозяйство.
Результаты осмотров должны быть отражены в журнале эксплуатационных осмотров (дефектов).
Для каждого резервуара при проведении внутреннего осмотра должен быть определен высотный трафарет.
Размеры высотного трафарета следует проверять ежегодно с помощью рулетки с лотом. При изменении размеров высотного трафарета более чем на 3% от определенных при очередном осмотре должен проводиться внеочередной внутренний осмотр резервуара с зачисткой резервуара от донных отложений.
Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.
Контрольный замер уровней при помощи рулетки с лотом производится в конце месяца для сверки приборов и инструментальной инвентаризации остатков мазута.
Резервуары для хранения топлива АЗС автоколонны № 4 АТХ оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.
Правильность показаний уровнемеров следует проверять по графику, но не реже одного раза в неделю.
Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня 10,5 м и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня 3,5 м.
При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с).
При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте 9,3 м) измерение уровня мазута в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.
Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня 3,5 м (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута на сжигание ни по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам.
Отбор проб из резервуара или изменение уровня (вручную) должен производиться не реже чем через 2 ч после прекращения налива или слива мазута.
Во время дренирования резервуара (удаление отстоявшейся воды) необходимо следить за стоками, не допуская вытекания мазута из резервуара.
При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле), а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.
При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого резервуаров должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта.
При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.
Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному директором СП ПРК Томского филиала -11».
Внутренний осмотр арматуры мазутопроводов не реже 1 раза в 4 года согласно графику, утвержденному директором СП ПРК Томского филиала.
При наружном осмотре трубопроводов должно быть проверено:
состояние изоляции и кожухов;
герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;
состояние опор и подвесок;
плотность сальников арматуры;
наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры; наличие смазки в редукторах электроприводов, плотность их корпусов.
При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.
Для проведения дефектоскопии сварных швов выделяются специально назначенные лица из персонала лаборатории металлов.
Обнаружение неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.
Проверку АВР насосов I и II подъемов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала электроцеха и цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.
Проведение техническое обследование экспертизы промышленной безопасности резервуаров производится специализированной организацией, которая имеет лицензию на проведение данных работ.
Задачами технического обследования экспертизы промышленной безопасности является оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.
В объем периодического технического обследования экспертизы промышленной безопасности на основании действующих нормативно-технических документов входят:
наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения НП и др. оборудования;
техническое диагностирование резервуаров, трубопроводов, оборудования;
техническое обследование зданий и сооружений;
проверка технической документации;
испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т. п.);
проверка средств пожаротушения;
проверка средств связи;
проверка средств индивидуальной защиты;
проверка вентиляционных систем в производственных помещениях;
проверка входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.
Перечень технических мероприятий по предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов и их последствий, реализованных на объекте.
Выход наружу нефтепродуктов возможен при:
нарушении герметичности резервуаров, ж/д и авто цистерн, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;
выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;
ошибках производственного персонала;
преднамеренных действиях (диверсиях).
Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:
электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;
выполнена молниезащита зданий и сооружений;
защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м;
защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;
сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;
дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;
подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;
для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;
объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;
предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;
управление электрозадвижками выполнено по месту, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;
контроль загазованности наружных технологических площадок предусматривается переносными газоанализаторами типа УГ-2, КОЛИОН-1В;
территория СП ПРК Томского филиала ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних.
Оборудование мазутного хозяйства снабжено устройствами предупредительной сигнализации, при срабатывании которых на щите мазутонасосной включается звуковая сигнализация и выпадает указатель соответствующего реле или загорается световое табло, показывающее причину нарушения в работе оборудования.
На щите управления установлены следующие сигнальные реле, указывающее нарушение работы оборудования:
уровень в приемной емкости высок;
уровень в расходном резервуаре высок;
уровень в дренажном баке высок;
температура мазута в главном трубопроводе высока (низка);
неисправность цепей АВР насосов;
не поднят блинкер;
давление в напорных магистральных мазутопроводах низко;
аварийное отключение погружных насосов;
аварийное отключение конденсатных насосов;
работа АВР насосов II подъема;
неисправность автоматов на панелях.
Условия безопасного отсечения потоков:
схемой обвязки предусмотрено аварийное отключение либо переключение объекта с помощью запорной арматуры.
Системы аварийного освобождения емкостного технологического оборудования:
наличие системы аварийных и дренажных емкостей.
Оборудование мазутного хозяйства снабжено следующими блокировками:
1. Подготовка цепей АВР к работе.
Условия действия блокировки: включенный в работу насос развил давление 4,2 кгс/см2 для насосов 1 подъема и 20 кгс/см2 II подъема.
Цепи включения АВР насосов подготовлены.
Действие блокировки заключается в следующем.
При отсутствии необходимого давления появляется сигнал «Неисправность цепей АВР насосов» при установке ключей блокировки насосов в положение «Резерв».
2. Автоматическое включение резервных насосов I и II подъемов. Условия действия блокировки:
ключ блокировки резервного насоса установлен в положение «Резерв»; цепи схемы АБР подготовлены.
Действие блокировки:
включается резервный насос в случаях: понижения давления в напорном патрубке работающего насоса I подъема 4,0 кгс/см2 и насоса 20 кгс/см2 II подъема ниже заданного, или при отключении электродвигателя работающего насоса.
3. Включение резервного трансформатора при потере напряжения на рабочих шинах секций.
Меры по ограничению, локализации и дальнейшей утилизации выбросов опасных веществ:
с целью уменьшения разлива нефтепродуктов в случае порыва топливопровода по трассе установлены отсекающие задвижки;
обустройство территории системой сбора утечек жидкости (промышленная канализация);
оборудование резервуаров защитной обваловкой;
оборудование технологических площадок бордюрами;
наличие на объекте абсорбирующих материалов;
оснащение промышленной площадки системами пожаротушения, вентиляции, сигнализации и аварийной остановки;
периодическое обучение персонала действиям в аварийных ситуациях.
На объектах -11» разработан «План действия персонала в аварийной ситуации», в котором расписаны действия обслуживающего персонала в аварийной ситуации.
Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на ТПНБ.
Контроль за техническим состоянием наиболее опасного оборудования с нефтепродуктами осуществляется:
внутренний осмотр емкостей с устранением выявленных недостатков по графику не реже одного раза в 5 лет либо по результатам предыдущих обследований;
внешний осмотр баков - ежедневно;
проверка сигнализации предельных уровней в емкостях с нефтепродуктами - еженедельно по графику.
Техническое освидетельствование производится комиссией предприятия, возглавляемой техническим руководителем или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений: начальник участка слива - налива, главный энергетик, начальник лаборатории, инженер по ОТ, ПБ и ТБ.
Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования.
В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов входят:
наружный и внутренний осмотр емкостей для хранения нефтепродуктов и др. оборудования;
проверка технической документации;
испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка дыхательных и предохранительных клапанов, испытания, контуров заземления, молниезащиты, систем вентиляции и т. п.);
оценка наличия и технического состояния (с составлением соответствующих актов):
средств пожаротушения;
средств связи;
средств индивидуальной защиты;
вентиляционных систем в производственных помещениях;
входных дверей, ворот, аварийных выходов, во всех зданиях.
Перечень технических мероприятий по предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов и их последствий, реализованных на объекте.
Выход наружу нефтепродуктов возможен при:
нарушении герметичности резервуаров, технологических трубопроводов и запорно - регулирующей арматуры;
выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;
ошибках производственного персонала;
преднамеренных действиях (диверсиях).
Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:
Технические:
оснащение резервуарного парка хранения НП приборами LIRA 6|1/2; LIRA 7| для осуществления контроля за уровнем в резервуарах;
все резервуары с бензином и дизельным топливом снабжены дыхательными и предохранительными клапанами;
антикоррозийное покрытие наружных поверхностей трубопроводов и резервуаров, позволяющее снизить вероятность их раз герметизации за счет коррозийного разрушения;
техническое обследование, диагностика, испытания оборудования;
техническое обслуживание, диагностика, ремонт и восстановление оборудования в соответствии с графиком ППР;
замкнутое земляное обвалование по периметру парка резервуаров, рассчитанное на гидростатическое давление разлившейся жидкости;
установка на оборудовании специальных устройств, для отвода статического электричества;
применение для освещения нефтебазы, во взрыво – пожароопасных зонах, светильников повышенной надежности против взрыва;
оборудование сливоналивных устройств оперативной громкоговорящей и телефонной связью;
оборудование производственных помещений нефтебазы вентиляцией, соответствующей категории помещения и требованиям ПУЭ;
оборудование помещений и зданий нефтебазы молниезащитой в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты;
наличие разрывов безопасности до зданий и сооружений нефтебазы;
использование искробезопасного инструмента;
устройство системой видео наблюдения (8 камер наблюдения) с записью на жёсткий диск;
на объекте имеется охранно-пожарная сигнализация и ручные пожарные извещатели типа ИПР. Сигналы подаются на приёмно - контрольный, охранно-пожарный концентратор «Топаз» установленная на посту охраны;
на объекте имеется:
кольцевой противопожарный водопровод с пятью пожарными павильонами, внутри имеется комплект необходимого пожарно-технического оборудования, в каждом павильоне установлена кнопка для дистанционного включения противопожарных насосов, там же находится запорная арматура для подключения передвижной пожарной техники и пожарных рукавов со стволами для охлаждения РВС;
на каждом резервуаре установлено по 4 пеногенератора ГПСС-600, соединённые между собой сухотрубом с выводом за обвалование резервуаров;
в насосной установлены пеногенераторы (3шт.) с выводом сухотруба за пределы здания.
Организационные:
постоянный лабораторный контроль за качеством используемых нефтепродуктов и сточных вод;
организация регулярного наблюдения и охраны оборудования;
регулярная очистка территории нефтебазы от мусора, сухой травы, опавших листьев, производственных отходов;
запрещение сливо-наливных операций во время грозы.
Выводы о достаточности технических мероприятий реализованных на Томской перевалочной нефтебазе по предотвращению аварийных разливов нефтепродуктов.
Анализ по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на Томской перевалочной нефтебазе проводился с учётом разрушения обвалования и растекания на площади 4,5га. При разработке проекта были учтены все современные требования по обеспечению безопасности при эксплуатации объекта. Обвалование выполнено таким образом, что при раз герметизации резервуара (РВС-3000) размыва обвалования не произойдёт и разлива за пределы обвалования не будет.
В целях организации мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС на ТПНБ создана объектовая подсистема предупреждения и ликвидации ЧС.
Объектовая подсистема РСЧС включает органы управления, специально уполномоченные решать задачи предупреждения и ликвидации ЧС и организации взаимодействия с областной комиссией по ЧС, силы и средства предупреждения и ликвидации их последствий, систему связи и оповещения.
В КЧС входят специалисты предприятия, ответственные за организацию материально-технического снабжения, оповещения и связи, медицинского обслуживания, противопожарной безопасности и др.
Задачами объектовой подсистемы по ЧС является профилактика ЧС, связанных с разливами нефтепродуктов:
руководство деятельностью и функционированием объектовой подсистемы;
разработка и организация контроля за планированием и осуществлением мероприятий по предупреждению ЧС, повышением надежности работы оборудования, обеспечения промышленной, пожарной и экологической безопасности;
организация подготовки и обучения работающих к действиям в ЧС;
проведение практических занятий, учений, занятий, тренировок добровольной пожарной дружины.
Первоочередные АСР по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов проводятся силами и средствами добровольной пожарной дружины и поста радиационного и химического наблюдения.
До прибытия подразделений пожарной охраны руководителем тушения пожара будет являться начальник ТПНБ, а после создания штаба тушения пожара войдёт в него вместе со специалистами - Терминал».
Наличие договоров с профессиональными аварийно-спасательными формированиями на обслуживание объекта (при недостаточности собственных сил и средств).
В случае недостаточности собственных сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов могут быть привлечены силы и средства Главного управления МЧС Томской области:
|
№ п/п |
Подразделения |
Количество и марка пожарных автомобилей, шт. |
Численность боевого расчёта, чел. |
Расстояние от ПЧ, км |
Время следования, мин. |
Время боевого развёртывания |
|
1 |
ДПД н/б |
МП = 2 |
6 |
1,5-2 | ||
|
2 |
ОП ПЧ-3 |
АЦ-40 |
2 |
4 |
6 |
1,5-2,0 |
|
3 |
ПЧ-3 |
АЦ-40=2, АЛ-30=1 |
7 |
7 |
10 |
2-2,5 |
|
4 |
ПЧ-10 |
АЦ-40=2 |
6 |
6 |
8 |
2-2,5 |
|
5 |
ПЧ-5 |
АЦ-40=2 |
6 |
10 |
15 |
2-2,5 |
|
6 |
ПЧ-1 |
АЦ-40=2 |
6 |
10 |
15 |
2-2,5 |
|
7 |
ПЧ-2 |
АЦ-40 |
4 |
10 |
15 |
1,5-2,0 |
|
8 |
СЧ-16 |
АГДЗС |
5 |
17 |
25 |
1,5-2,0 |
|
9 |
ОГПС-2 |
АЦ-40 |
3 |
7 |
10 |
1,5-2,0 |
|
10 |
АЦ-40-2 |
АЦ-40=2 ПНС-110 |
6 |
10 |
15 |
3,0-3,5 |
|
11 |
ОГПС-3 ТС |
АР-2 |
2 |
14 |
20 |
1,5-2,0 |
|
12 |
ОГПС-13 |
АЦ-40 |
2 |
20 |
30 | |
|
13 |
Пожарный поезд |
1 |
4 |
3,0- 4,0 |
Решения по предотвращению постороннего вмешательства, способного повлечь аварийные разливы нефтепродуктов.
Охрану ТПНБ осуществляет согласно договору/03/Т-03/244 от 17.г. «Крон» круглосуточно 3 чел. Территория нефтебазы 5,4 га огорожена по периметру забором из сборных плит.
Сведения о финансовых и материальных ресурсах для локализации и ликвидации последствий аварийных разливах нефтепродуктов.
В ТПНБ создан резерв материальных и финансовых ресурсов (медицинское имущество, средства связи, оборудование, строительные материалы, изделия, в т. ч, трубы, запорно-регулирующая арматура, изоляционные материалы, топливо, средства защиты).
Резервы материальных и финансовых ресурсов для ликвидации ЧС используются при проведении аварийно-спасательных и других неотложных мероприятий по устранению непосредственной опасности для жизни и здоровья людей.
Распределение резерва материальных средств производится по распоряжению первого руководителя или главного инженера - председателя комиссии по ЧС.
Организация проведения комплексных учений и командно-штабных тренировок по ПЛАРН.
На ТПНБ ежегодно планируются и осуществляются мероприятия по обучению способам защиты и действиям в ЧС руководящего состава и личного состава АСФ, рабочего персонала объекта.
Особое внимание при обучении и подготовке уделяется изучению конкретных обязанностей и правильным действиям при возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий, отработке действий по сигналам ГО и ЧС. Оказанию самостоятельной медицинской помощи и взаимопомощи, выполнению практических действий при ведении спасательных и других неотложных работ, а также при ликвидации последствий ЧС. Обучение работников способам защиты и действиям в ЧС производится путем проведение занятий. Два раза в год проводятся тренировки по выполнению практических действий при возникновении производственных аварий на штатном оборудовании. Организуемые на предприятии нештатные аварийно-спасательные формирования подготавливаются методом практических занятий и тактико-специальных учений с отработкой приемов и способов локализации и ликвидации производственных аварий, спасению (эвакуации) пострадавших и оказанию им первой медицинской помощи.
Учебно-тренировочные занятия и учебные тревоги обеспечивают:
отработку взаимодействия аварийно-спасательных служб, и технологического персонала,
участвующих в ликвидации АРН;
проверку наличия, исправности и эффективности средств оповещения;
проверку доступности и наличия аварийного запаса технических средств для спасения людей;
отработку времени прибытия и готовность аварийно-спасательных служб к ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.
После проведения проводится анализ результатов учебно-тренировочных занятий и тревог с выработкой мер по устранению недостатков и совершенствованию процесса подготовки персонала по действиям при аварийных разливах нефтепродуктов.
Мероприятия по предотвращению ЧС (Н) на Томском ШПЗ.
Руководством Томского ШПЗ в целях предупреждения и смягчения последствий разливов нефтепродуктов на предприятии спланирован и осуществляется комплекс превентивных мероприятий.
Со светлыми нефтепродуктами:
В процессе хранения нефтепродуктов необходимо осуществлять периодический контроль за техническим состоянием резервуаров (герметичность, толщина стенок и днища, отклонение контура днища от горизонтали и образующих стенки от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Оборудование и арматура резервуаров должны подвергаться профилактическому осмотру:
дыхательный клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;
предохранительный гидравлический клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха);
огневой предохранираз в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;
вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
задвижки (запорные) – каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;
люк замерной, световой при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц;
сифонный кран - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;
прибор для измерения уровня - не реже одного раза в месяц;
приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц.
Результаты осмотров и устранения неисправностей оборудования резервуара заносятся в журнал осмотра резервуаров (оборудования).
При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды (периодически осуществляет слив подтоварной воды). Окрайка днища должна систематически очищаться и не допускаться погружения ее в грунт.
Эксплуатирующие резервуары должны:
соответствовать проекту;
иметь технический паспорт;
быть оснащены оборудованием, предусмотренным проектом;
иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе;
должны иметь базовую высоту (расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка). Базовая высота проверяется ежегодно с оформлением акта.
Резервуары должны периодически зачищаться (раз в 2 года) в соответствии с графиком зачистки. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд – допуск на выполнение работ повышенной опасности. После окончания зачистных работ составляется акт.
Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда – допуска на выполнения работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ. После проведения ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.
Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния.
Сведения о проведении ремонта резервуара и резервуарного оборудования, сведения о проведении зачистных работ и обследовании резервуара, сведения о базовой высоте должны отражаться в техническом паспорте на резервуар.
При осуществлении перекачек нефтепродуктов необходимо пользоваться данными настоящей инструкции и данными таблицы по управлению задвижками при перекачке нефтепродуктов.
Для перекачки нефтепродуктов используют насосные станции открытого и закрытого исполнения. Каждый насосный агрегат должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком планово - предупредительных осмотров и ремонтов. Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда допуска на проведение работ повышенной опасности. Данные по работе насосного агрегата ежесменно заносятся в журнал эксплуатации насосных агрегатов. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта.
С темными нефтепродуктами:
В процессе хранения нефтепродуктов необходимо осуществлять периодический контроль за техническим состоянием резервуаров (герметичность, толщина стенок и днища, отклонение контура днища от горизонтали и образующих стенки от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Оборудование и арматура резервуаров должны подвергаться профилактическому осмотру:
дыхательный клапан - 2 раза в месяц в теплое время года, 3 раза в месяц при отрицательной температуре воздуха;
вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
задвижки (запорные) – каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;
люк замерной, световой при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц;
сифонный кран - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц;
прибор для измерения уровня - не реже одного раза в месяц;
приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме – отпуске, но не реже двух раз в месяц.
Результаты осмотров и устранения неисправностей оборудования резервуара заносятся в журнал осмотра резервуаров (оборудования).
При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды (периодически осуществляет слив подтоварной воды). Окрайка днища должна систематически очищаться и не допускаться погружения ее в грунт.
Эксплуатирующие резервуары должны:
соответствовать проекту;
иметь технический паспорт;
быть оснащены оборудованием, предусмотренным проектом;
иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе;
должны иметь базовую высоту (расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка). Базовая высота проверяется ежегодно с оформлением акта.
Резервуары для масел с присадками должны зачищаться не менее одного раза в год.
Резервуары для остальных масел должны зачищаться (раз в 2 года) в соответствии с графиком зачистки. На осуществление работ по очистке резервуара оформляется наряд – допуск на выполнение работ повышенной опасности. После окончания зачистных работ составляется акт.
Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда – допуска на выполнения работ повышенной опасности и наряда - допуска на газоопасные работы. После проведения ремонтных работ резервуар проходит испытание на герметичность и прочность.
Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния.
Сведения о проведении ремонта резервуара и резервуарного оборудования, сведения о проведении зачистных работ и обследовании резервуара, сведения о базовой высоте должны отражаться в техническом паспорте на резервуар.
При осуществлении перекачек нефтепродуктов необходимо пользоваться данными настоящей инструкции и данными таблицы по управлению задвижками при перекачке нефтепродуктов.
Для перекачки нефтепродуктов используют насосные станции открытого и закрытого исполнения. Каждый насосный агрегат должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой. Техническое обслуживание и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить в соответствии с графиком планово - предупредительных осмотров и ремонтов. Выполнение работ по обслуживанию и ремонту насосных агрегатов следует осуществлять после оформления наряда допуска на проведение работ повышенной опасности. Данные по работе насосного агрегата ежесменно заносятся в журнал эксплуатации насосных агрегатов. На каждый насосный агрегат ведется паспорт (формуляр), в который заносят данные учета его работы, объем производимого ремонта.
Организационные мероприятия:
плановая предупредительная работа с работниками ШПЗ по повышению устойчивости функционирования объекта;
организация профессиональной и противоаварийной подготовки обслуживающего персонала, правильное оформление его допуска к работе;
своевременность проверки знаний норм и правил промышленной безопасности, постоянный контроль за их соблюдением;
обучение персонала и аварийных служб действиям по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов;
организация несения дежурно-диспетчерской службы;
организация с целью своевременного обнаружения неисправностей, повреждений и выхода нефтепродуктов;
разработка и постоянная корректировка плана действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;
проведение с эксплуатационным персоналом противоаварийных тренировок, на которых отрабатываются действия персонала смены в экстремальных условиях;
создание запаса резервов материально-технических средств для ликвидации последствий ЧС;
подготовка к выводу, рассредоточению и эвакуации рабочих;
проверка аттестационной комиссией инженерно-технического состава по знаниям правил безопасной эксплуатации оборудования;
поддержание постоянного контакта с органами МЧС, привлечение на договорной основе техники и личного состава территориальных формирований города, войск ГО, сил УГПС МЧС.
Проведение государственного надзора и экспертизы, направленных на предупреждение и снижение аварий, катастроф и стихийных бедствий.
Инженерно-технические мероприятия:
проведение сезонных профилактических работ и нормативного технического обслуживания производственного оборудования;
содержание в постоянной готовности средств индивидуальной защиты, инженерной техники, различного инструмента, ремонтного материала, средств пожаротушения, запасов строительных материалов, собирающих средств, других материально-технических средств;
регулярное проведение проверки технического состояния резервуаров, трубопровода, насосного и вентиляционного оборудования, в том числе и специалистами УГПС МЧС.
Для уменьшения вероятности пожаров и их опасных факторов:
своевременность проведения пожарно-профилактической работы;
проведение всех огневых работ только по оформленным нарядам-допускам и разрешениям при соответствующей подготовке рабочего места;
поддержание в постоянной готовности к применению систем автоматического пожаротушения.
Мероприятия по обеспечению защиты персонала и населения:
поддержание в постоянной готовности, совершенствование и расширение существующей системы оповещения и связи объекта и подготовка пункта управления ГОЧС;
подготовка работающего по вопросам действия в условиях ЧС;
проведение тактико-специальных и командно-штабных тренировок по отработке навыков действий в условиях ЧС;
поддержание в готовности к немедленному действию эвакуационной комиссии;
наращивание технической оснащенности аварийно-технических команд и гражданских организаций ГО;
накопление запасов средств индивидуальной защиты обслуживающего персонала и гражданских организаций;
поддержание тесной взаимосвязи с органами МЧС, УВД по вопросам организации оповещения и эвакуации, в случае необходимости, населения.
2.3. Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС (Н)
2.3.1. Уровни реагирования
ТЭЦ-3, ГРЭС-2, ПРК.
Важным звеном в системе реагирования на возможные аварийные ситуации являются силы и средства по локализации и ликвидации нефтяных разливов.
Существует трехуровневая концепция реагирования на нефтеразливы.
Первый уровень реагирования.
ЧС локального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов производятся силами и средствами объекта.
Производятся работы по немедленному ограничению и полной остановке разлива нефтепродуктов, локализации, механическому сбору и утилизации разлившейся нефти.
Реабилитацию загрязненной территории, если это необходимо, производит специализированная организация.
ЧС муниципального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов организуются на первом этапе силами и средствами объекта с последующим подключением сил РСЧС местного уровня и АСФ специализированных организаций.
Второй уровень реагирования.
Второй уровень реагирования осуществляется в рамках территориальной подсистемы РСЧС.
ЧС территориального значения: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов на первом этапе производятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальной подсистемы РСЧС и АСФ специализированных организаций.
ЧС регионального характера: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов на первом этапе проводятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальных подсистем РСЧС, региональных центров аварийно-спасательных и экологических операций, региональных центров МЧС России и АСФ специализированных организаций.
Работы по утилизации генерированных отходов и реабилитации территорий осуществляются силами специализированных подрядных организаций на контрактной основе и по программе, согласованной с органами МПР России и Минсельхоза России.
Третий уровень реагирования.
ЧС федерального значения: работы по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов производятся силами и средствами объекта и других организаций, включенных в план ликвидации возможных аварий на объекте.
Работы по локализации и механическому сбору нефтепродуктов на первом этапе проводятся силами и средствами объекта с привлечением на втором этапе сил территориальных подсистем РСЧС, региональных центров аварийно-спасательных и экологических операций, региональных центров МЧС России, АСФ специализированных организаций.
При необходимости, привлекаются техника, спецсредства и обученный персонал из других регионов, а также АСФ Минобороны России и резервов РСЧС.
В случае рассматриваемого объекта СП ТЭЦ-3, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 3000 м3 и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.
В случае рассматриваемых объектов СП ГРЭС-2, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 1000 м3 и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.
В случае рассматриваемых объектов СП ПРК, максимальный объем разлившегося нефтепродукта не превышает 3492 тонны и, следовательно, для устранения такого рода аварии достаточно 2-го уровня реагирования.
ТПНБ.
Аварийные ситуации, связанные с разливами нефтепродуктов на ТПНБ, имеют несколько уровней развития (реагирования). Аварийные ситуации могут быть остановлены, развиваться или перейти на еще более высокий уровень в зависимости от складывающейся обстановки.
Первый уровень (АР-1) характеризуется развитием аварийной ситуации в пределах только одного технологического блока без влияния на смежные и отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации (например, локальный пролив нефтепродуктов при сливо-наливных работах, разгерметизация или порыв топливного шланга и т. п.).
При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 0,5 м³, а площадь свободного разлива до 25м².
Локализация аварийной ситуации 1 уровня производится персоналом ТПНБ без привлечения нештатных АСФ. Производственная деятельность во время ликвидации разлива 1 уровня по решению председателя КЧС ПБ может не приостанавливаться.
Второй уровень (АР-2) характеризуется выходом аварийной ситуации за пределы одного технологического блока с возможностью дальнейшей эскалации аварии( например разлив нефтепродуктов, захватывающий территорию эстакады, разгерметизация технологического трубопровода в резервуарном парке, нарушение герметичности резервуаров и т. п.
При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 50 м³, а площадь свободного разлива до 800м².
Использование нефтепродуктов прекращается. Посторонние лица и техника удаляются с территории нефтебазы. В обязательном порядке уведомляются должностные лица, согласно схемы оповещения. При наличии пострадавших оповещаются медицинские учреждения.
Локализация аварийной ситуации 2 уровня производится силами нештатных АСФ ТПНБ и силами ОП и 1 караула ПЧ-№ 3 ГПС Ленинского района.
Третий уровень (АР-3) характеризуется развитием аварии с разрушением технологического оборудования ТПНБ, поражения лиц, находящихся на территории нефтебазы и за ее пределами (например: разрушение одного или более резервуаров с последующим возгоранием нефтепродуктов).
При данном уровне развития аварийных разливов нефтепродуктов объем разлившихся нефтепродуктов может составить до 2000 м³, а площадь свободного разлива до м².
Ликвидация такого рода аварий и их последствий, проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц с территории нефтебазы проводится с привлечением подразделений ГПС МЧС, ГУ МЧС РФ по ТО, района.
Деятельность ТПНБ полностью прекращается. Выполняются в полном объеме все мероприятия по безаварийной остановке производственного процесса. Оповещаются все должностные лица ТПНБ, АУП -Терминал».
Томский ШПЗ.
Аварийные ситуации, связанные с разливом нефтепродуктов на территории Томского ШПЗ имеет несколько уровней развития. Аварийные ситуации могут быть остановлены, развиваться или перейти на еще более высокий уровень в зависимости от складывающейся ситуации.
Первый уровень (АР-1) характеризуется развитием аварийной ситуации в пределах только одного технологического блока без влияния на смежные и отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации (например – локальный пролив нефтепродуктов при сливо-наливных работах, разгерметизация, пролив из трубопровода и т. д.).
Локализация аварийной ситуации уровня 1-го производится дежурной бригадой, без привлечения аварийно-спасательных формирований. Производственная деятельность во время ликвидации разлива уровня 1 по решению руководства ШПЗ может не приостанавливаться.
Второй уровень (АР-11) характеризуется выходом аварийной ситуации за пределы одного технологического блока с возможностью дальнейшей изоляции аварии (например, разлив нефтепродуктов, захватывающий территорию производственных площадок, разрыв трубопровода и т. д.).
Отпуск нефтепродуктов прекращается. В обязательном порядке уведомляются должностные лица, перечисленные в списке и схеме оповещения. При наличии пострадавших оповещаются медицинские учреждения. Локализация аварийного разлива производится силами дежурной вахты ШПЗ с привлечением «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций» (свидетельство № 000 от 26.г.) и Нижневартовского территориального подразделения отряда.
Третий уровень (АР-111) характеризуется развитием аварий с разрушением технологических объектов территории ШПЗ поражение лиц, находящихся на территории (например, разрушение одного или более резервуаров парка нефтепродуктов с последующим возгоранием нефтепродуктов).
Ликвидация такого рода аварий и их последствий, проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц территории ШПЗ проводятся с привлечением органов Государственной противопожарной службы, местных (территориальных) органов управления МЧС, аварийных спасательных подразделений ГОЧС, органов МВД России, Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.
Деятельность ШПЗ полностью прекращается. Выполняются, в полном объеме, все мероприятия по безаварийной остановке производственного процесса.
В обязательном порядке уведомляются все без исключения должностные лица, перечисленные в списке и схеме оповещения.
Нижний уровень разлива (в соответствии с приказом МПР России «Об утверждении указаний по определению нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации от 01.01.2001г. № 000) составляет:
для ж/д дороги - 10т;
для автодороги – 5т.
Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 1-го уровня.
Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью радиотелефона, голосом) оповещает диспетчера и директора предприятия. Директор, получив информацию, анализирует сложившуюся обстановку, приостанавливает операции по отпуску нефтепродуктов и немедленно по телефону оповещает заместителя директора ШПЗ по техническим вопросам.
Управление мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродукта производится директором с рабочего места или с другого места, обеспеченного средствами связи.
В нерабочее время, по решению руководства предприятия в зависимости от обстоятельств, размеров и характера разлива нефтепродуктов, обязанности ответственного руководителя работ может выполнять главный инженер ШПЗ.
Лицо, управляющее мероприятием по ликвидации последствий аварии 1-го уровня обязано:
оценить обстановку;
обеспечить вывод из опасной зоны автотранспорта и людей, непосредственно, не участвующих в ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов;
организовать выставление дополнительных аншлагов, запрещающих курение и применение открытого огня;
организовать соблюдение режима противопожарной безопасности;
организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку действию штатных средств пожаротушения;
контролировать правильность действий персонала и выполнение своих распоряжений в ходе выполнения мероприятий по сбросу разлившихся нефтепродуктов;
докладывать руководству ШПЗ о ходе работ по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов.
Персонал, принимающий участие в ликвидации разлива нефтепродуктов действует в соответствии с указаниями ответственного руководителя работ и обязан соблюдать правила техники безопасности.
Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня.
Первый, заметивший разлив нефтепродуктов, всеми доступными средствами (с помощью радиотелефона, голосом) оповещает мастера, который прекращает отпуск нефтепродуктов, анализирует сложившуюся обстановку, немедленно по телефону оповещает руководство.
Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня, непосредственно на месте аварии осуществляет руководитель.
До его прибытия на место аварии обязанности общего руководства работ выполняет дежурная бригада.
Директор ШПЗ, а до его прибытия – дежурная бригада в ходе управления мероприятиями по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов 2-го уровня обязаны:
оценить размеры и прогнозировать дальнейший ход развития аварии;
организовать прекращение сливо-наливных работ;
организовать доставку к месту разлива нефтепродуктов и подготовку к действию штатных средств пожаротушения;
организовать отключение насосов;
обеспечить соблюдение режима противопожарной безопасности;
организовать вывод из опасной зоны людей, непосредственно не участвующих в ликвидации разлива нефтепродуктов;
вызвать расчет УГПС МЧС;
организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов;
назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива, ведение оперативного журнала;
обеспечить установку предупреждающих и запрещающих знаков;
организовать оцепление зоны разлива нефтепродуктов, недопущение людей и транспортных средств на территорию ШПЗ.
Диспетчер при помощи громкоговорителя оповещает людей, находящихся на территории об опасности.
Работы по локализации и ликвидации разлива нефти производятся силами Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.
Действия при возникновении аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня.
Общее руководство работами по ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня, непосредственно на месте аварии осуществляет директор ШПЗ формирует КЧС, штаб управления по ликвидации аварии, в которой включаются представители территориальных органов управления МЧС, представители Государственной противопожарной службы, представители сил аварийно-спасательных формирований.
Руководитель работ по ликвидации последствий аварийного разлива нефтепродуктов 3-го уровня, обязан:
оценить обстановку, выяснить число и местонахождения людей, застигнутых аварией;
организовать безаварийную обстановку производственного процесса ГСМ;
организовать принятие неотложных мер по спасению людей;
при наличии пострадавших организовать оказание первой (доврачебной) помощи;
организовать вывод из опасной зоны людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварии;
вызвать военизированную пожарную часть;
определить необходимость организации дежурства скорой помощи ГИБДД;
обеспечить оцепление опасной зоны, выставление постов и оцеплений на дорогах, ведущих к складу антисептика;
информировать орган управления ГОЧС (Главное управления МЧС России по Томской области) о характере аварии, пострадавших и ходе ведения спасательных работ;
обеспечить эвакуацию пострадавших в лечебные учреждения;
обеспечить привлечение необходимых технических и транспортных средств;
назначить лиц, ответственных за связь, сбор информации о ходе ликвидации разлива;
ведение оперативного журнала ликвидации аварии с последующим составлением отчета.
Ликвидация аварий и их последствий 3-го уровня, проведение операций по эвакуации персонала и посторонних лиц с территории ШПЗ проводятся с привлечением органов Государственной противопожарной службы, местных (территориальных) органов управления МЧС, аварийных спасательных подразделений ГОЧС, органов МВД России, Центрального аварийно-спасательного отряда «Экоспас» аварийно-спасательных и экологических операций» и Нижневартовского территориального подразделения отряда.
2.3.2. Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону ЧС (Н)
ТЭЦ-3.
При локализации и ликвидации нефтяного загрязнения решающее значение имеет фактор времени. Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время.
В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ.
Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.
Перечень сил и средств ТЭЦ-3 по предупреждению и ликвидации ЧС:
|
Кол-во |
Наименование формирований, место дислокации в муниципальном образовании |
Телефон руководителя, (дежурного) |
Кол-во личного состава |
Кол-во техники |
Кол-во автомобильной техники |
Кол-во специальной техники |
|
Директор СП ТЭЦ - 3 | ||||||
|
НСС | ||||||
|
1 |
Сводная команда: |
41 | ||||
|
командир СВК |
1 | |||||
|
1 |
звено разведки |
5 | ||||
|
2 |
аварийно-спасательная группа-2 |
20 | ||||
|
3 |
аварийно-техническая группа-3 |
12 | ||||
|
1 |
транспортное звено |
3 | ||||
|
4 |
Формирования служб: |
26 | ||||
|
1 |
звено связи и оповещения |
3 | ||||
|
1 |
звено по обслуживанию убежища |
5 | ||||
|
1 |
звено выдачи СИЗ индивидуальной защиты |
14 | ||||
|
1 |
санитарное звено |
4 |
При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.
Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований Томского филиала -11» и боевого расчета ПЧ-19.
К Ч+00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.
Одновременно с введенными силами АСФ на объекте проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.
При необходимости распоряжением председателя КЧС и ПБ собственные НАСФ Томского филиала -11» вводятся в очаг поражения.
Обмен информацией при проведении АСДНР осуществляется по телефонной связи и посыльными.
Осуществление наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, обстановкой на территории объекта и прилегающей территории проводится силами звена разведки (радиационно-технической).
Аварийный ремонт осуществляет АТФ.
Задачи АТФ: при аварии, связанной с утечкой нефтепродукта по причине неисправности технологического оборудования, нарушения герметичности соединений и арматуры, а также при аварии в электроустановках - обеспечить производство оперативно-ремонтных работ, направленных на устранение причины аварии; выполнять распоряжения ответственного руководителя работ по ликвидации аварии; при пожаре обеспечить взаимодействие со специализированными аварийными службами, выполнять распоряжения руководителя тушения пожара.
В виду отсутствия у Томского филиала -11»собственных аттестованных сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на объекте действует договор на оказание услуг с профессиональными АСФ, аттестованным в установленном порядке на проведение данного вида работ (в соответствии с статьей 4 Федерального закона № 000 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».
ГРЭС-2.
Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время. В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ. Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.
В случае привлечения дополнительных сил и средств для ликвидации аварийных и чрезвычайных ситуаций на ГРЭС-2 используются людские и технические резервы организации Томского филиала -11».
Перечень сил и средств ГРЭС-2 по предупреждению и ликвидации ЧС:
|
№ |
Наименование формирования |
Количество |
Оснащение | ||||
|
формирований |
личного состава |
приборы РХР |
С-ва связи |
автотранспорт |
спец. техника | ||
|
1. |
Сводная команда |
4 |
44 |
груз. ма-шины |
Бульдозер, кран | ||
|
2. |
Звено связи и оповещения |
1 |
3 | ||||
|
3. |
Звено разведки (радиационной, химической) |
1 |
4 |
ДРГБ-01-2шт; ВПРХ - 2 шт. ИД-1- 5 шт. | |||
|
4. |
Санитарный пост |
1 |
3 | ||||
|
5. |
Группа обслуживания убежищ и укрытий |
1 |
6 | ||||
|
6. |
Звено выдачи индивидуальных средств защиты |
1 |
4 | ||||
|
7. |
Аварийно-спасательные формирования |
4 |
20 | ||||
|
8. |
Аварийно-технические формирования |
3 |
12 |
При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.
Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований Томского филиала -11» структурное подразделение ГРЭС-2 и боевого расчета ПЧ-1.
К Ч+00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.
Одновременно силами нештатных АСФ объекта проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.
При необходимости распоряжением председателя КЧС и ПБ собственные НАСФ Томского филиала -11» ГРЭС-2 вводятся в очаг поражения.
Обмен информацией при проведении АСДНР осуществляется по телефонной связи и посыльными.
Осуществление наблюдения и контроля за состоянием окружающей среды, обстановкой на территории объекта и прилегающей территории проводится силами звена разведки (радиационно-технической).
Аварийный ремонт осуществляет АТФ.
Задачи АТФ: при аварии, связанной с утечкой нефтепродукта по причине неисправности технологического оборудования, нарушения герметичности соединений и арматуры, а также при аварии в электроустановках - обеспечить производство оперативно-ремонтных работ, направленных на устранение причины аварии, выполнять распоряжения ответственного руководителя работ по ликвидации аварии; при пожаре обеспечить взаимодействие со специализированными аварийными службами, выполнять распоряжения руководителя тушения пожара.
Томским филиалом -11» заключен договор с открытым акционерным обществом «Центр аварийно-экологических операций Алтайского края» (свидетельство № 000 от 01.01.2001г.) по оказанию услуг для ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.
ПРК.
Доставка и размещение технических средств для локализации и сбора нефтепродуктов в районе аварийного разлива должна производиться с учётом необходимости ввода их в действие в минимально короткое время.
В первую очередь доставляются технические средства для локализации нефтяного разлива и сбора разлитых нефтепродуктов и средства для временного хранения и транспортировки водонефтяной смеси и мусора, а также вспомогательные технические средства, необходимые для проведения указанных работ.
Персонал аварийно-спасательных формирований доставляется к месту аварии совместно с техникой.
|
Перечень нештатных аварийно-спасательных формирований ПРК ТФ -11» | |||||||||||
|
Полное название НАСФ |
Подчи ненность формиро вания |
Места дислока ции (область, город) |
Ближай- ший аэропорт, ж/д станция |
Тип (предназначе- ние) НАСФ |
Состав (группы, посты, звенья) |
Числен- ность, личного состава НАСФ |
Оснащение (вид и кол-во основных технических средств и оборудования) |
Виды ЧС, на ликви дацию которых может привлекаться НАСФ |
Телефон |
Время приведения в готовность | |
|
руководителя |
дежурного диспетчера | ||||||||||
|
Сводная команда СП ПРК |
ТФ -11» |
г. Томск, ул. |
ж/д станция «Томск-2», п. «Богашово» Аэропорт |
Инженерная разведка, Аварийно-технические, спасательные работы |
СВК командир СВК Звено разведки Аварийно-спасательная группа Аварийно-техническая группа транспортное звено |
25 1 3 5 13 3 |
УАЗ-31514 -1, УАЗ-3909 -1, ГАЗ-473214 -1, ГАЗ-3307 -1, Урал-555экскаватор ЭО-3323-1,№33-34, экскав ЕК-14 -1, экскаватор ЭО - 3323 -1, №60-90 РН=1 Ид-1=1 ВПХР =1, ДРГБ=1 |
ЧС на объектах энергетики |
Ч+3 | ||
|
Звено связи и оповещения СП ПРК |
ТФ -11» |
г. Томск, ул. |
ж/д станция «Томск-2», п. «Богашово» Аэропорт |
Организация связи и оповещения |
Звено связи |
3 |
6-49 3-37 4-71 |
ЧС на объектах энергетики |
Ч+3 | ||
|
Звено по обслуживанию защитного сооружения ПРК |
ТФ -11» |
г. Томск, ул. |
ж/д станция «Томск-2», п. «Богашово» Аэропорт |
Приведение в готовность и обслуживание защитного Сооружения ГО |
Звено по обслуживанию защитного сооружения |
4 |
ЧС на объектах энергетики |
Ч+3 | |||
|
Звено выдачи индивидуальных средств защиты ПРК |
ТФ -11» |
г. Томск, ул. |
ж/д станция «Томск-2», п. «Богашово» Аэропорт |
Организация выдачи СИЗ |
Звено выдачи СИЗ |
14 |
противогоз ГП-7 200 шт., индив. перевяз пакет 160 шт., |
ЧС на объектах энергетики |
Ч+3 | ||
|
Санитарное звено СП ПРК |
ТФ -11» |
г. Томск, ул. |
ж/д станция «Томск-2», п. «Богашово» Аэропорт |
Оказание первой доврачбной помощи |
Санитарное звено |
3 |
ЧС на объектах энергетики |
Ч+3 | |||
|
всего НАСФ СП ПРК |
49 |
При возникновении аварии звено разведки выдвигается к месту аварии, ведет разведку очага поражения, определяет маршрут выдвижения основных сил РСЧС и маршруты вывода и эвакуации пострадавших.
Оказание первой медицинской помощи осуществляется силами нештатных формирований ТФ -11» и боевого расчета ПЧ-5.
К Ч+00.30 производится наращивание сил ликвидации разливов нефтепродуктов, при возникновении пожара ведется борьба с пожарами, угрожающими сохранившимся зданиям, сооружениям и технологическим трубопроводам объекта, путем постановки отсечных водяных завес.
Одновременно силами нештатных АСФ объекта проводятся работы по отключению энергетических сетей, угрожающих жизни людей и препятствующих проведению спасательных работ.
|
Из за большого объема эта статья размещена на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
