«С.В. Маценко, Г.Г. Волков, Т.А. Волкова ЛИКВИДАЦИЯ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА МОРЕ И ВНУТРЕННИХ АКВАТОРИЯХ. РАСЧЕТ ДОСТАТОЧНОСТИ СИЛ И СРЕДСТВ Методические рекомендации Новороссийск 2009 2 УДК 628.196; ...»

Наиболее неблагоприятный сценарий – это тот, при котором нефтяное пятно достигает берега в наиболее короткое время, при этом локализация пятна на морской части зоны ответственности АСФ ограничена или невозможна. Очевидно, что при таком сценарии невозможно установить все планируемые каскады локализации. Однако, часть из них будет установлена.

Для оценки эффективности установленных каскадов локализации используют нижеприведенные характеристики эффективности боновых заграждений различных типов (рис.15 – 18), полученные авторами [16]. Для каждого из каскадов при определенных внешних условиях по графику определяется эффективность локализации, выражаемая в долях от удерживаемого бонами количества нефти: 1 ; 2 ; 3 ; 4 ; 5 и т.д.

Высота волны, м Рис.15. Характеристики эффективности тяжелых морских бонов трубчатого типа Высота волны, м Высота волны, м Рис.17. Характеристики эффективности морских бонов постоянной плавучести Высота волны, м Рис.18. Характеристики эффективности береговых бонов постоянной плавучести (тип Учитывая принятый начальный объем разлива, получим количество нефти, достигающее берега через пять установленных каскадов:

В соответствии с данными [62], нефтеемкость грунта составляет 0,76 – 1,59. Это означает, что 1 м3 грунта впитывает 0,76 – 1,59 м3 нефтепродукта. Принимая меньшее значение как наиболее неблагоприятное, получим:

VОТ – количество твердых нефтяных отходов;

VНБ – прогнозируемое количество нефти на берегу;

- нефтеемкость грунта.

Расчетное количество жидких и твердых отходов при разливе в максимально прогнозируемом количестве должно быть утилизировано на специализированных полигонах.

Для этого АСФ должно иметь договор с предприятием, имеющим лицензию на право обращения с опасными отходами. Мощность полигона должна позволять единовременный прием твердых и жидких отходов в количестве не ниже определенных расчетных значений VОЖ и VОТ.

Количество сорбента Мсорб, кг, рассчитывается по массе плнки нефти, которая не может быть собрана нефтесборщиками, по формуле:

Мпл – масса плнки нефти, которая собирается сорбентами, т;

Ссп – сорбционная способность сорбента, т/т;

– определена для наиболее неблагоприятной ситуации, когда вся поступающая к берегу нефть обрабатывается сорбентами;

Ссп – сорбирующая способность, принята равной 10 т/т.

Рекомендуемые сорбенты:

Кроме порошковых сорбентов для улавливания пленки нефти следует применять сорбирующие боновые заграждения. Количество сорбирующих боновых заграждений должно быть достаточным для доочистки акватории на этапе защиты береговой полосы.

Условия расчёта количества плавсредств Плавсредства применяются при установке БЗ, транспортировке персонала и технических средств к месту производства работ по ЛРН, собранной нефти к местам утилизации.

Количество плавсредств должно обеспечивать выполнение всех операций по локализации и транспортировке нефти к местам хранения, утилизации. Для уменьшения количества типов плавсредств следует использовать универсальные суда, выполняющие все указанные операции. Рекомендуемый тип плавсредств – суда-буксировщики бонов с комплектом нефтесборного оборудования и емкостями для сбора нефти.

Расчёт количества плавсредств Количество плавсредств, необходимых для установки БЗ на воде, определяется, исходя из следующих условий:

способ установки (сбор БЗ на берегу и последующая буксировка БЗ к месту установки, установка БЗ из контейнера (катушки), расположенного непосредственно на плавсредстве);

тип БЗ (сорбирующие, заградительные (огнестойкие, надувные, тяжлые морские, стационарные, для защиты береговой полосы и сооружений) боны), масса погонного технология сбора нефти на акватории (необходимость привлечения плавсредств для организации оконтуривания и стягивания нефтяного пятна при работе нефтесборщиков).

При выполнении операций по ЛРН количество плавсредств Nпс, шт., определяется числом устанавливаемых одновременно каскадов БЗ (не менее одного судна на каскад).

Кроме того, необходимо дополнительно по меньшей мере 2 (два) плавсредства для сбора нефтеводяной смеси и осуществления мониторинга в районе проведения аварийноспасательной операции.

Nк – число каскадов БЗ устанавливаемых одновременно, шт.

Плавсредства, обеспечивающие локализацию нефтяного пятна на объекте должны отвечать следующим требованиям.

1. Установка первого каскада БЗ осуществляется судном технического обеспечения водоизмещением не менее 80 т, имеющим на борту:

a. нефтесборную систему высокой производительности;

b. временные плавучие емкости.

2. Установка второго каскада морских бонов для порта (морские постоянной плавучести) осуществляется судном технического обеспечения водоизмещением не менее 80 т, имеющим:

c. нефтесборную систему средней производительности;

d. временные плавучие емкости.

3. Быстрая доставка к месту разлива и установка третьего каскада морских бонов трубчатого типа должна производиться судном технического обеспечения, имеющим:

e. мощность энергетической установки 800 – 900 кВт;

f. на борту нефтесборную систему малой производительности;

g. на борту временные плавучие емкости.

4. Быстрая доставка к месту разлива и установка четвертого каскада тяжелых морских бонов трубчатого типа должна производиться судном технического обеспечения, h. мощность энергетической установки 800 – 900 кВт;

i. на борту нефтесборную систему малой производительности;

j. на борту временные плавучие емкости.

5. Дополнительно применить портовый катер для содействия судам технического обеспечения при установке каскадов локализации и сокращения времени локализации нефтяного пятна.

6. Собранная нефть перекачивается в самоходную баржу с общим количеством свободных емкостей достаточным для приема жидких отходов объемом, равным или превышающим VОЖ. Рекомендуется иметь на борту судна место для сбора и транспортировки твердых отходов в количестве, равном или превышающем VОТ.

Судно должно быть способно транспортировать собранные нефтяные отходы к месту расположения специализированного полигона, с которым АСФ имеет заключенный договор на утилизацию. Судно должно иметь соответствующие свидетельства, выданные классификационным обществом, и одобрено для операций с нефтью и нефтепродуктами.

7. Дополнительно необходимо иметь скоростную лодку для осмотра акватории, обеспечения установки БЗ, установки якорей, обнаружения и ликвидации протечек нефти из боновых заграждений.

Допускается применение для разворачивания БЗ неспециализированных судов. В этом случае катушки БЗ должны быть установлены на соответствующих платформах непосредственно у береговой полосы, должен обеспечиваться удобный и безопасный подход неспециализированных судов и безопасное разворачивание БЗ. Замена расчетных плавсредств имеющимися неспециализированными судами должна выполняться при условии обеспечения в полном объеме предусмотренной функциональности по разворачиванию и применению указанных средств борьбы с разливами.

Комплектация АСФ нефтесборным оборудованием для береговой 3.1.1.6.

полосы и техникой для промывки бонов и нефтесборных систем после их Состав оборудования для очистки береговой полосы Как показывает статистика морских аварий, при аварии на море всегда происходит загрязнение прилегающей береговой полосы. Справедливо и обратное утверждение: при авариях на береговых объектах очень часто нефть попадает на прилегающую акваторию.

Таким образом, при рассмотрении вопросов аварийного реагирования на разливы нефти и нефтепродуктов на объектах морского и речного транспорта, необходимо в обязательном порядке предусматривать мероприятия по защите прилегающей береговой полосы и ее последующей очистке от нефтяного загрязнения.

В соответствии с указаниями п. 8 Правил организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации (утв.

постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2002 г. № 240), работы по ЛРН могут считаться завершенными при достижении допустимого уровня остаточного содержания нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в почвах и грунтах, донных отложениях водных объектов, при котором:

исключается возможность поступления нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в сопредельные среды и на сопредельные территории;

допускается использование земельных участков по их основному целевому назначению (с возможными ограничениями) или вводится режим консервации, обеспечивающий достижение санитарно-гигиенических нормативов содержания в почве нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) или иных установленных в соответствии с законодательством Российской Федерации нормативов в процессе самовосстановления почвы (без проведения дополнительных специальных ресурсоемких мероприятий);

обеспечивается возможность целевого использования водных объектов без введения ограничений.

В Азово-Черноморском водном бассейне районами приоритетной защиты являются пляжи, состоящие в основном из галечного и песчаного грунта. Поэтому, исходя из вышеизложенных требований, можно сделать вывод о необходимости очистки от загрязнения только участков береговой линии, имеющих целевое назначение, а именно пляжей и прилегающих к ним участков берега.

Остальная часть береговой полосы, недоступная для проведения работ по очистке, не имеет целевого назначения. Поэтому береговая линия, расположенная в недоступных районах, подвергается очистке до такой степени, чтобы предотвратить вторичное загрязнение. Незначительные остатки нефтепродуктов могут быть быстро удалены естественным образом под действием волнового перемешивания и воздействия лучей солнечной энергии. Решение о естественном восстановлении должно быть принято по результатам обследования участков без целевого назначения, при условии исключения вторичного хронического загрязнения моря с вдольбереговым переносом загрязнений и по специальным согласованиям с природоохранными органами.

Плавучий пантон Приемный патрубок с насосной станцией и гидростанцией скиммера Рис.19. Схема очистки береговой полосы при отсутствии подъездных путей Анкер Рис.20. Схема очистки береговой полосы при наличии подъездных путей Очистка загрязненного участка ведется с двух противоположных сторон, при этом команды на отрезках обрабатывают грунт, лежащий впереди (см. рис.19 и 20). Следом за персоналом, осуществляющим смыв нефти с береговой полосы с помощью гидравлических установок, отрезок вторично проходит персонал, занятый доочисткой вручную. Остатки загрязненного грунта, мусор собираются раздельно в соответствующие емкости, входящие в комплект оснащения АСФ.

Наиболее подходящими методами очистки можно считать:

смыв нефти водой под давлением;

последующая доочистка вручную (удаление загрязннного нефтью мусора, не очищенной гальки) в работах в прибрежной зоне потребуются БЗ для устройства каскадов отклонения, ловушек и т.д.

Поскольку отклоняющие каскады устанавливаются в сравнительном отдалении от береговой линии, которую требуется защищать, для них могут использоваться и боновые заграждения, предназначенные для работы на открытых акваториях.

Участки побережья, которые нуждаются в защите или предназначены к очистке в первую очередь, ограждаются с двух сторон установкой бонового заграждения в виде «ловушек».

Загрязненная береговая полоса делится на отрезки, каждый из которых обрабатывается одной командой, длина отрезка должна быть такова, чтобы работы по очистке его могли быть завершены за световой день. Каждый отрезок на акватории охватывается боновым заграждением в форме дуги для локализации смываемой с берега нефти и последующего сбора скиммерами. Команда осуществляет проход отрезка параллельными рядами, с опережением в пользу ряда, наиболее удаленного от линии уреза воды.

Во избежание вторичного загрязнения почва в местах размещения емкостей для отходов накрывается пластиковыми листами или матами или полосами из сорбирующих материалов.

Следует помнить, что крупные валуны, подвергающиеся очистке, нельзя переворачивать и перемещать с места их расположения. Персонал, осуществляющий доочистку вручную, привлекается при необходимости к вспомогательным работам.

Очистка производится путем смыва нефтепродуктов с поверхности скал водой под высоким давлением. Смытая на ограниченную бонами акваторию нефть собирается при помощи скиммеров малой производительности, входящих в комплект оснащения АСФ. В доступных местах рекомендуется береговую полосу очищать с помощью сорбирующих матов и рулонов.

Собранная нефтеводяная смесь помещается во временные плавучие мкости. Из емкостей нефть доставляется и перекачивается на судно-накопитель отходов, где накапливается в ходе проведения операции по ЛРН. После этого нефтеводяная смесь передается на полигон по утилизации.

Временное размещение собираемых твердых нефтяных отходов по мере их накопления производится в пределах оборудованных операционных площадок временного хранения. В комплект оснащения АСФ должны входить материалы и инструменты для оборудования таких площадок. По окончанию операции по ЛРН твердые отходы из операционных площадок доставляются автотранспортом к местам утилизации. При отсутствии подъездных путей твердые отходы доставляются на судно-накопитель отходов, размещаются на палубе в бочках и таким образом доставляются к местам утилизации.

Расчёт количества средств для очистки береговой полосы Суммарная производительность нефтесборных систем для очистки береговой полосы Qбер, м3/ч, определяется по формуле:

VНБ – прогнозируемый объем нефти, достигшей берега (определяется выше), м3;

tсб – время сбора попавшей на берег нефти, ч (обычно принимается равным 24 часа) либо согласно Методическим рекомендациям по разработке типового плана ПЛРН для нефтегазовых компаний [56].

Для организации качественного сбора отмытой с береговой полосы нефти используются нефтесборные системы малой производительности (до 10 м3/ч), способные обеспечивать высокоэффективный сбор на малых глубинах и непосредственно у береговой линии.

Допускается использовать для этих целей скиммеры малой производительности, входящие в состав оборудования по ликвидации разливов нефти на морской акватории только по окончании работ по сбору нефти в море. Допускается использование в качестве нефтесборных систем для очистки берега вакуумных установок.

Количество нефтесборных систем определяется из формулы:

Нефтесборные системы по очистке береговой полосы входят составной частью в комплекс оборудования по очистке береговой полосы. При прогнозировании в ППЛРН обслуживаемых АСФ объектов загрязнения берега либо при аттестации АСФ по виду работ «30в – ликвидация (локализация) разливов нефти и нефтепродуктов на суше», наличие комплекса по очистке береговой полоы обязательно.

Комплекс должен включать следующие элементы:

оперативный автотранспорт для доставки комплекса к месту проведения работ;

контейнер для размещения комплекса;

нефтесборная система (системы) малой производительности для очистки берега;

силовые агрегаты с насосами с комплектом шлангов;

запасные части к гидравлическим агрегатам дополнительные шланги;

гидравлическая мойка (при разливах мазута – с возможностью мойки горячей водой);

нефтеперекачивающий насос;

вакуумный нефтесборщик;

бензиновый генератор и осветительные мачты;

свободные мкости объемом не менее VНБ (прогнозируемое количество нефти на берегу – рассчитано выше) для сбора жидких отходов и VОТ (количество твердых нефтяных отходов – рассчитано выше);

комплект ЗИП ко всему указанному оборудованию.

Комплекс по очистке берега может состоять на балансе АСФ целиком либо состоять из отдельных составных частей при условии обеспечения требуемой функциональности в полном объеме. Допускается использование в составе комплекса оборудования по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на морской акватории только по окончании работ по сбору нефти в море.

После проведения операций по ликвидации аварийного разлива, нефтесборщики и боновые заграждения очищают от нефти. Необходимо наличие специального устройства или системы для очистки боновых заграждений. При отсутствии таковых допускается применения для этих целей гидравлической мойки в специально оборудованном месте очистки.

3.1.2. Расчет численности личного состава АСФ В соответствии с приложением № 5 к Квалификационным требованиям и методическим рекомендациям по проведению аттестации аварийно-спасательных служб, аварийноспасательных формирований и спасателей (утв. на заседании Межведомственной комиссии по аттестации аварийно-спасательных формирований, спасателей и образовательных учреждений по их подготовке, 18 декабря 1997 г., протокол № 4), ликвидация (локализация) на море и внутренних акваториях разливов нефти, нефтепродуктов, химических и других экологически опасных веществ относится к аварийно-спасательным и другим неотложным работам (АСДНР).

Согласно ст. 36 Федерального закона от 22 августа 1995 г. № 151-ФЗ «Об аварийноспасательных службах и статусе спасателей», привлечение неаттестованных лиц к проведению АСДНР возможно только в случае крайней необходимости. При этом обязательным условием является согласие привлекаемого лица и обеспечение страхование его жизни и здоровья. Такая крайняя необходимость не может быть положена в основу плановых мероприятий по реагированию на ЧС(Н). Кроме того, в условиях чрезвычайной ситуации нет времени на предварительное получение согласия участников работ и их страхование. Поэтому все лица, участвующие в выполнении работ по ЛРН, должны быть обучены и аттестованы как спасатели РФ в установленном порядке.

Допускается привлечение судового персонала для выполнения работ по ЛРН, однако оставшееся количество судового экипажа, выполняющее функции по непосредственной эксплуатации судна, не должно быть ниже минимального состава экипажа, определенного требованиями классификационного общества (для российских судов – ФГУ «Российский морской регистр судоходства» и ФГУ «Российский речной регистр») и указанного в свидетельстве о минимальном безопасном составе экипажа судна судна.

Количество персонала АСФ, необходимое для проведения работ по локализации и ликвидации разлива нефти определяются комплексом выполняемых операций и комплектом обслуживаемого оборудования. Распределение сил должно быть представлено в табличной форме с обязательным указанием конкретных функций каждого спасателя. Допускается совмещение спасателями различных функций по разворачиванию оборудования при условии выполнения установленных временных нормативов. В обязательном порядке должен быть учтен командный состав АСФ в составе не менее 2 (двух) спасателей: командира АСФ и заместителя командира АСФ.

Рассчитанное количество спасателей, выполняющих разворачивание и установку оборудования, является численным составом одной дежурной смены АСФ. Обычно дежурство ведется в три – четыре смены. Численность каждой из смен должна позволять применить весь перечень оборудования АСФ без привлечения дополнительных ресурсов.

Допускается привлечение персонала АСФ из других смен, находящихся на отдыхе.

Однако, при этом в составе АСФ должны быть специально выделенные оперативные транспортные средства и плавсредства, доставляющие персонал к месту проведения работ на акватории в течение не более 1 часа с начала реагирования. При этом численность дежурной смены должна позволять развернуть все основные средства локализации и начать сбор нефти до прибытия дополнительного персонала АСФ.

Комплектация АСФ средствами защиты и рабочим снаряжением 3.1.2.2.

Персонал АСФ должен быть экипирован согласно требований законодательства РФ и обеспечен индивидуальными средствами защиты и рабочим снаряжением. Не допускается передача личного рабочего снаряжения и СИЗ другим спасателям.

Оснащение АСФ средствами защиты и рабочим снаряжением должно быть не ниже указанного в таблице 14.

Таблица 14. Средства индивидуальной защиты членов АСФ и оказания первой помощи резиновые формовые искрообразования исполнении Запасной воздушный Газоанализатор многоцелевой Газоанализатор на ПДК на сероводород Комплектация АСФ средствами аварийного управления и связи 3.1.2.3.

Каждое плавсредство и транспортное средство, занятое в ликвидации аварийного разлива нефти оборудуется стационарной радиостанцией для связи с командиром АСФ, руководителем операции по ликвидации разлива нефти и другими участниками аварийноспасательной операции. Бригады, работающие на берегу, также оснащаются радиостанциями. Все радиостанции должны быть настроены на один или несколько общих каналов. Для оперативного оповещения персонала АСФ, не находящегося на дежурстве, используется проводная телефония, УКВ и мобильная связь. При необходимости отправляется посыльный.

Стационарные радиостанции:

диспетчерский пункт АСФ;

легковые автомобили.

Мобильные радиостанции:

участники операции по ЛРН.

Мобильный телефон:

командир АСФ;

заместитель командира АСФ;

командиры дежурных смен АСФ.

Расчёт оснащения АСФ средствами газовой разведки зоны ЧС(Н) В соответствии с требованиями техники безопасности и охраны труда при проведении аварийно-спасательных работ по ЛРН, необходимо обеспечить разведку зоны чрезвычайной ситуации на присутствие опасных для дыхания газов. Для этого в состав АСФ должна быть в обязательном порядке предусмотрена группа газовой разведки, оснащенная средствами для контроля следующих параметров:

содержание кислорода (не менее 20,8 % по объему);

содержание углеводородных газов (не более ПДК рабочей зоны);

содержание сероводорода (не более ПДК рабочей зоны);

содержание бензола (не более ПДК рабочей зоны).

Значения ПДК и признаки воздействия паров нефти приведены в таблицах 15, 16 и 17.

Состав группы разведки – не менее 3 (трех) человек. Каждый член группы разведки должен быть оснащен дыхательным аппаратом изолирующего типа с наполненным запасным баллоном. Дополнительно один аппарат и запасной баллон должны быть предусмотрены для пострадавшего.

Таблица 15. Воздействие на человека углеводородных газов Концентрация, Порог ощущения запаха нефти органами обоняния человека Предельно допустимая концентрация (ПДК) населенных мест:

Предельно допустимая концентрация (ПДК) рабочей зоны:

Раздражение глаз, горла и носа, головокружение, нарушение Симптомы, характерные для состояния опьянения, при Внезапное наступление симптомов, характерных для состояния опьянения, могущих привести к потере сознания и летальному Таблица 16. Воздействие на человека сероводорода Концентрация, н/у Порог ощущения запаха сероводорода (напоминает запах тухлых Максимально разовая концентрация (ПДК) населенных мест 50 – 100 Раздражение глаз и дыхательных путей при воздействии в 200 – 300 Ярко выраженное раздражение глаз и дыхательных путей после 500 – 700 Головокружения, головная боль, тошнота при воздействии в 700 – 900 Быстрая потеря сознания и летальный исход через несколько 1000 – 2000 Внезапный упадок жизнедеятельности и остановка дыхания Таблица 17. Значение ПДК рабочей зоны для газов, содержащихся в нефтяных парах Наименование загрязняющих веществ ПДК рабочей Углеводороды алифатические предельные С1 – С10 (в пересчете на С) 3.1.3. Расчт достаточности сил и средств для тушения пожара на морской При выполнении расчетов необходимо учитывать, что существует предельное значение толщины плнки нефти dоп = 3 мм, при которой происходит устойчивое горение, при меньшей величине остаточного слоя плнки происходит самозатухание.

В качестве неблагоприятного сценария должен быть принят разлив нефти в максимальном количестве, дальнейшее его растекание по акватории и возгорание.

Вследствие такой аварии образуется нефтяное пятно наибольшего размера. При обработке нескольких сортов нефти и нефтепродуктов в качестве наиболее неблагоприятного принимается разлив сорта, который является наиболее взрывопожароопасным. Последнее качество характеризуется температурами вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Необходимо рассчитать силы и средства для тушения на море возгорания площадью, которую займет нефтяное пятно в момент начала тушения. Площадь определяется по данным характеристик нефтяного поля. Для основных типов нефтей и нефтепродуктов, обрабатываемых в Азово-Черноморском водном бассейне, характеристики нефтяных полей приводятся в подразделе 2.2.2 «Влияние внешних факторов на скорость разлива нефти с учетом величины разлива» настоящих рекомендаций.

Специализированные суда, привлекаемые для тушения пожаров в морских портах АзовоЧерноморского водного бассейна, несут постоянную готовность и приступают к тушению пожара в течение 5 – 10 минут с момента его возникновения.

Для проведения расчтов принимаем разлив, как окружность, в этом случае радиус круга будет равен:

Тушение пожара разлива проводится эмульгированием плнки компактными струями воды с лафетных стволов, расположенных на судах, приспособленных к тушению пожара.

Длину фронта пожара разлива, на которую судно может подать компактную струю воды от лафетного ствола (l к) определяем следующим образом:

где 70 м – средняя величина радиуса компактной струи лафетного ствола;

10 м – минимальное безопасное расстояние от судна до кромки пожара разлива (10 – м).

соответственно на расстоянии:

В этом случае для тушения пожара разлива необходимо сосредоточить судов:

Кроме этого, необходимо выделить суда для обеспечения буксирных работ по отводу танкеров из зоны пожара, которых должно быть не менее двух.

Расход пены для тушения горящей нефти составляет 5 л/м2 пены. Таким образом, для тушения горящего нефтепродукта необходимо пены:

Vпены Обычно на судах используется пенообразователь «Морпен», обладающий кратностью 1:200. Таким образом, общее количество пенообразователя, необходимого для тушения пожара горящей нефти составляет:

Запас пенообразователя, находящегося на судах, приспособленных к тушению пожара, должен составлять не менее трехкратного запаса расчтного для применения:

Расчетное время тушения пожара на поверхности воды определяется из площади горящего нефтяного пятна, которое определяется по оперативному времени прибытия судов.

Количество пены для тушения Vпены определено выше.

Производительность лафетных стволов пожарных судов определяем по техническим характеристикам судов аварийного реагирования (САР), специализированных пожарных судов (СПС) и судов технического обеспечения (СТО), привлекаемых для тушения пожара.

Таким образом, время тушения определяется следующим образом:

Для расчетов полученное значение округляется до большего целого числа.

3.2. Пример расчета сил и средств АСФ, предназначенного для ликвидации разлива нефти на море в количестве 500 т С целью демонстрации возможностей предлагаемой методики ниже приводится конкретный пример ее применения в Плане по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в морских портах Новороссийск, Геленджик, Анапа ФГУ «Администрация морского порта Новороссийск» [14].

В соответствии с п. 17 Положения о функциональной подсистеме организации работ по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в море с судов и объектов независимо от их ведомственной и национальной принадлежности (утв. приказом Минтранса России от 6 апреля 2009 г. № 53), ФГУ «АМП Новороссийск» является органом повседневного управления локального значения. Поэтому достаточность сил и средств, привлекаемых ФГУ «АМП Новороссийск» к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС(Н) определялась при максимально возможных разливах сырой нефти локального значения до 500 т (640 м3) на акватории, принятых на основе данных подраздела 1.3.2 «Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и нефтепродуктов» и подраздела «Оценка риска возникновения ЧС(Н)» приложения 2 к ППЛРН [14].

Расчет выполнялся при условиях, учитывающих наиболее неблагоприятные условия возникновения ЧС(Н) а также учитывающих гидрологические и климатические особенности района (поверхностное течение, обусловленное ветрами, совпадающее с ними по направлению и не превышающее 0,5 узла), метеорологические параметры (ветер до 14 м/с, волнение до 2 баллов).

При расчете достаточности сил и средств за основу приняты следующие документы: РД № 153-39.4Р-125-02 «Табель оснащения нефтепроводных предприятий ОАО «АК «Транснефть» техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефти» [45] и РД № 153-39.4Р-122-02 «Табель технического оснащения нефтеналивных терминалов ОАО «АК «Транснефть» оборудованием для ликвидации аварийных разливов нефти» [44].

3.2.1. Определение состава технических средств для локализации и Состав технических средств для локализации и ликвидации разливов нефти на акваториях морей в зоне ЧС(Н) определяется путм:

анализа операций, выполняемых при локализации и ликвидации разлива нефти;

определения основных функций технических средств, привлекаемых для локализации и ликвидации разливов нефти;

выбора типов техники и средств выполняющих эти функции.

При локализации и ликвидации разлива нефти на акватории моря основными функциями являются:

доставка сил и средств к месту проведения работ;

локализация и сбор разлитой нефти;

ликвидация утечки нефти;

транспортировка собранной нефти к местам хранения и утилизации.

Для выполнения этих функций необходим следующий состав технических средств.

1. Средства доставки техники и персонала к месту проведения работ:

2. Средства для локализации нефтяного загрязнения:

b. боновые заграждения.

3. Средства для сбора нефти:

f. суда технического обеспечения;

g. средства для сбора нефти с поверхности воды;

i. средства для сбора нефти на берегу;

j. источники пара для подогрева собираемой нефтесодержащей смеси в зимнее 4. Средства для удаления, утилизации или уничтожения собранной нефти:

e. самоходная баржа или несамоходное средство с буксирным обеспечением;

f. мкости для временного хранения собранной нефти;

g. транспортные средства для вывоза отходов;

h. полигон для утилизации с соответствующим одобренным оборудованием.

5. Средства для проведения работ в ледовой обстановке.

6. Средства для очистки оборудования.

7. Средства связи.

8. Средства газовой разведки.

9. Снаряжение спасателя по ЛРН:

e. защитное снаряжение;

Выбор конкретных марок оборудования и средств осуществляется при анализе технических и стоимостных характеристик предлагаемого производителями оборудования.

Методика определения количества технических средств основывается на следующих положениях:

1. Количество средств должно быть достаточным для локализации и ликвидации разливов нефти в масштабах определяемых ППЛРН [14].

2. ППЛРН [14] предусматривает следующие параметры операции по ЛРН:

g. ликвидацию разлива в количестве до 500 т (640 м3) сырой нефти на акватории;

h. время локализации разлива нефти на акватории до 4 часов;

i. расчет выполняется при предельных погодных условиях, при которых разрешается проведение операций с нефтью и нефтепродуктами в с учтом ограничений, определенных Обязательными распоряжениями по морскому j. учитываются также технические характеристики судов, нефтесборных систем Для более эффективного и гибкого применения технологий улавливания разлитой нефти необходимо применять:

быстроразворачиваемые боны постоянной плавучести (первый каскад);

морские боны трубчатого типа (второй каскад);

тяжлые морские боны трубчатого типа (третий каскад);

сорбирующие боны;

суда технического обеспечения;

нефтесборные системы для сбора нефти на акватории и в труднодоступных местах;

специальные нефтесборные системы для очистки берега;

установки по распылению сорбента (при необходимости их применения);

мкости суммарным объмом достаточным для хранения собранной нефти.

Количество бонов определяется: размерами пятна разлитой нефти, геометрическими параметрами объекта (расстояние от конечной точки объекта до берега, протяжнностью берега подлежащего защите силами привлекаемых АСФ). Количество нефтесборных систем определяется объмом разлитой нефти и производительностью нефтесборных систем.

Количество сорбентов определяется объмом разлитой нефти, не собираемой нефтесборными системами. Количество и объм емкостей для сбора нефти должны быть достаточными для работы нефтесборных систем.

Определение количества морских боновых заграждений При ЧС(Н) нефть распространяется по поверхности воды в виде пятна с размерами, приведенными в таблице расчетных параметров нефтяного поля. Исходя из условий подраздела 2.1.4 «Организация локализации разливов нефти и нефтепродуктов» ППЛРН [14], локализация нефтяного пятна осуществляется в пределах оперативного времени 2 часа.

Поэтому для расчта длины боновых заграждений время растекания нефти также принималось равным 2 часам.

Согласно результатам моделирования, при разливах сырой нефти в количестве 500 т ( м ) у кромки первого каскада БЗ через 0,5 часа, формируется нефтяной слой толщиной мм.

Через 0,5 часа (согласно данным компьютерного моделирования) при неблагоприятных погодных условиях (см. выше) необходимая длина боновых заграждений Lб составляет:

для локализации пятна по полупериметру 468 м.

Через 1 час при тех же внешних условиях необходимая длина боновых заграждений Lб составляет:

для локализации пятна по полупериметру 563 м.

Через 1,5 часа при тех же внешних условиях необходимая длина боновых заграждений Lб составляет:

для локализации пятна по полупериметру 627 м.

Через 2 часа при тех же внешних условиях необходимая длина боновых заграждений Lб составляет:

для локализации пятна по полупериметру 680 м.

При ЧС(Н) нефть распространяется по поверхности воды в виде пятна с размерами, приведенными в таблице результатов компьютерного моделирования вариантов развития аварийной ситуации. Технологией локализации предусматривается установка 3 (трех) каскадов боновых заграждений. Для локализации всего объма разлитой нефти длина боновых заграждений, установленных в каждом каскаде, определяется полупериметром пятна на момент времени, когда каскад будет установлен.

Таким образом, минимальная необходимая длина боновых заграждений Lб для проведения операций по ЛРН в соответствии с ППЛРН [14], составляет:

быстроразворачиваемых бонов (первый каскад установлен через 0,5 часа) 500 м;

морских бонов для порта средние (второй каскад через 1 час) 570 м;

Схема установки бонов определяется погодными условиями, направлением и силой ветра. Рекомендованный состав и количество БЗ приведены в таблице 19.

Определение суммарной производительности и количества 3.2.1.2.

Определение суммарной производительности нефтесборных систем Необходимая суммарная производительность нефтесборных систем Q, м3/ч, участвующих в ликвидации аварии, определяется объмом разлившейся нефти и заданным временем е сбора. Расчт Q, м3/ч производится по формуле:

V – суммарный объм разлитой нефти, м3;

tсб – время, сбора основной массы разлившейся нефти, ч (технологическое время работы составляет на акватории 10 часов).

Суммарный объм разлившейся нефти V, м3, определяется по формуле:

Мн – масса разлившейся нефти, т;

– плотность нефти (смесь КТК), т/м3 (принято = 0,781 т/м3);

Для настоящего Плана принят суммарный объм разлитой нефти на акватории В этом случае суммарная производительность нефтесборных систем составит:

Определение количества нефтесборных систем Количество нефтесборных систем N, шт., зависит от производительности их марки и определяется из формулы:

Q – суммарная производительность нефтесборных систем, м3/ч.

N1, N2, Ni – число нефтесборных систем данной марки, шт.;

Q1, Q2, Qi – производительность нефтесборных систем данной марки по паспорту, м3/ч;

Kму1, Kму2, Kмуi – коэффициент местных условий, определяющий эффективность нефтесборных систем данной марки в условиях конкретного места и времени ЛРН. Kму – изменяется в пределах от 0 до 1. Действительное значение Kму определяется путм анализа результатов учений с применением нефтесборных систем разных типов в различных гидрометеорологических условиях, Для расчта принято значение Kму, предполагающее неблагоприятные местные условия, равным 0,70. При таком значении Kму для достижения суммарной производительности Q = 64 м3/ч необходима суммарная паспортная производительность нефтесборных систем:

Q пасп = 91,4 м3/ч.

Для более эффективного и гибкого применения технологий улавливания нефти необходимо применять нефтесборные системы:

Итого: при N1= 1 шт., Q1 = 16 м /ч; N2 = 1 шт., Q2 = 50 м /ч; N3 = 1 шт., Q3 = 20 м3/ч; N4 = шт., Q4 = 10 м3/ч Нефтесборные системы, используемые на акватории должны быть пригодны для использования на территории (сбор нефтепродукта с грунта). Для этого в составе оборудования по ЛРН используются морские нефтесборные системы, имеющие техническую возможность демонтажа насоса и использования его отдельно для откачки нефтепродукта при авариях на береговых объектах. Рекомендованный состав и количество нефтесборных систем приведены в таблице 20.

Расчет количества образующихся жидких и твердых отходов 3.2.1.3.

Количество жидких отходов определяется по данным [29], графически отображаемым на рис.2 в подразделе 2.2.1 «Основные процессы, происходящие с нефтью при попадании на поверхность воды» настоящих рекомендаций.

В соответствии с принятой международной классификацией нефтей и нефтепродуктов (по данным [29]), обрабатываемые в морском порту Новороссийск сырые нефти относятся к 1-й группе (смесь КТК) и 2-й группе (Шесхарис) соответственно. Наиболее неблагоприятной ситуацией с точки зрения количества образующихся жидких отходов являются нефти и нефтепродукты 2-й группы, при разливе которых (см. рис.2) через несколько часов после разлива образуется нефтеводяная эмульсия объемом до 220 процентов от начального объема разлитого нефтепродукта.

Таким образом, общее прогнозируемое количество жидких нефтяных отходов составит:

VОЖ V0 2,2 640 2,2 1408 м3, V0 = 640 м3 – начальный объем разлива, соответствует количеству 500 т сырой нефти «Шесхарис».

Количество твердых отходов пропорционально количеству нефтепродуктов, достигших береговой полосы и впитавшихся в грунт. Количество твердых отходов VТО определяется на основании наиболее неблагоприятного сценария разлива нефтепродуктов, сопровождающегося загрязнением прилегающей к морскому порту береговой полосы в пределах береговой полосы г. Новороссийска (сценарий 5Г – приложение 3 к ППЛРН [14]).

В соответствии с указанным сценарием, в условиях стесеннной акватории планируется разворачивание двух каскадов боновых заграждений для закрытой воды (портового типа) и одного каскада боновых заграждений морского типа. В соответствии с принятыми для сценария 5Г погодными условиями, разлив происходит при скорости ветра 10 м/с и высоте волны 1,0 м.

Согласно приведенным ниже характеристикам эффективности боновых заграждений различных типов (рис.15 – 18), полученным авторами [16], при таких внешних условиях эффективность первого каскада составит 83 % 0,83, а второго каскада Учитывая принятый начальный объем разлива для сценария 5Г, получим количество нефти, достигающее берега через два установленных каскада:

VНБ V0 1 1 V НБ 581 1 0,83 1 0,93 6,91 м3.

В соответствии с данными [62], нефтеемкость грунта составляет 0,76 – 1,59. Это означает, что 1 м3 грунта впитывает 0,76 – 1,59 м3 нефтепродукта. Принимая меньшее значение как наиболее неблагоприятное, получим:

VОТ – количество твердых нефтяных отходов;

VНБ – прогнозируемое количество нефти на берегу;

- нефтеемкость грунта.

Расчетное количество жидких и твердых отходов при разливе в максимально прогнозируемом количестве приводится в таблице 21.

Количество сорбента Мсорб, кг, рассчитывается по массе плнки нефти, которая не может быть собрана нефтесборщиками, по формуле:

Мпл – масса плнки нефти, которая собирается сорбентами, т;

Ссп – сорбционная способность сорбента, т/т;

Мпл – определена для наиболее неблагоприятной ситуации, когда вся поступающая к берегу нефть обрабатывается сорбентами по формуле: M пл VНБ 6,91 0,86 5,94 т (для сырой нефти «Шесхарис»);

Ссп – сорбирующая способность (применнная в Плане), принята равной 10 т/т.

Мсорб = 5,94 / 10;

Мсорб = 0,594 т = 594 кг.

Рекомендуемые сорбенты:

Кроме порошковых сорбентов для улавливания пленки нефти следует применять сорбирующие боновые заграждения. Количество сорбирующих боновых заграждений должно быть достаточным для локализации пятна на этапе обработки сорбентом.

Рекомендованный состав и количество БЗ приведены в таблице 22.

Условия расчёта количества плавсредств Плавсредства применяются при установке БЗ, транспортировке персонала и технических средств к месту производства работ по ЛРН, собранной нефти к местам утилизации.

Количество плавсредств должно обеспечивать выполнение всех операций по локализации и транспортировке нефти к местам хранения, утилизации. Для уменьшения количества типов плавсредств следует использовать универсальные суда, выполняющие все указанные операции. Рекомендуемый тип плавсредств – суда-буксировщики бонов, с комплектом нефтесборного оборудования и емкостями для сбора нефти.

Расчёт количества плавсредств Количество плавсредств, необходимых для установки БЗ на воде, определяется, исходя из следующих условий:

способ установки (сбор БЗ на берегу и последующая буксировка БЗ к месту установки, установка БЗ из контейнера (катушки), расположенного непосредственно на плавсредстве);

тип БЗ (сорбирующие, заградительные (огнестойкие, надувные, тяжлые морские, стационарные, для защиты береговой полосы и сооружений) боны), масса погонного технология сбора нефти на акватории (необходимость привлечения плавсредств для организации оконтуривания и стягивания нефтяного пятна при работе нефтесборщиков).

При выполнении операций по ЛРН количество плавсредств Nпс, шт., определяется числом устанавливаемых одновременно каскадов БЗ (не менее одного судна на каскад).

Кроме того, необходимо дополнительно по меньшей мере 2 (два) плавсредства для сбора нефтеводяной смеси и осуществления мониторинга в районе проведения аварийноспасательной операции.

Nк – число каскадов БЗ устанавливаемых одновременно, шт.

Для рассматриваемого объекта перегрузочного комплекса ФГУ «АМП Новороссийск»:

Плавсредства, обеспечивающие локализацию нефтяного пятна на объекте должны отвечать следующим требованиям.

1. Установка первого каскада БЗ осуществляется судном технического обеспечения водоизмещением не менее 80 т, имеющим на борту:

a. нефтесборную систему высокой производительности 50 м3/ч;

b. временные плавучие емкости вместимостью 50 м3.

2. Установка второго каскада морских бонов для порта (средние постоянной плавучести) осуществляется судном технического обеспечения водоизмещением не менее 80 т, имеющим:

a. нефтесборную систему средней производительностью 20 м3/ч;

b. временные плавучие емкости вместимостью 50 м3.

3. Быстрая доставка к месту разлива и установка третьего каскада тяжелых морских бонов должна производиться судном технического обеспечения, имеющим:

a. мощность энергетической установки 800 – 900 кВт;

b. на борту нефтесборную систему малой производительностью 10 м3/ч;

c. на борту временные плавучие емкости вместимостью 20 м3.

4. Дополнительно применить портовый катер для содействия судам технического обеспечения при установке первого, второго и третьего каскадом и сокращения времени локализации нефтяного пятна.

5. Собранная нефть перекачивается в самоходную баржу вместимостью не менее м3 и транспортируется к терминалам, где сливается в систему очистки.

6. Дополнительно необходимо иметь скоростную лодку для осмотра акватории, обеспечения установки БЗ, установки якорей, обнаружения и ликвидации протечек нефти из боновых заграждений.

Рекомендуемые состав и количество плавсредств приведены в таблице 18.

Комплектация АСФ нефтесборным оборудованием для береговой 3.2.1.6.

полосы и техникой для промывки бонов и нефтесборных систем после их Состав оборудования для очистки береговой полосы Для очистки береговой полосы от попавших на не нефти используются вакуумные установки для очистки грунта и специальные установки – очистители скал. Собранная нефть помещается во временные плавучие мкости. Из емкостей нефть перекачивается на суднонакопитель отходов, где накапливается в ходе проведения операции по ЛРН. После этого нефтеводяная смесь передается на полигон по утилизации.

Наиболее подходящими методами очистки можно считать:

смыв нефти водой под давлением;

последующая доочистка вручную (удаление загрязннного нефтью мусора, не очищенной гальки) в работах в прибрежной зоне потребуются БЗ для устройства каскадов отклонения, ловушек и т.д.

Поскольку отклоняющие каскады устанавливаются в сравнительном отдалении от береговой линии, которую требуется защищать, для них могут использоваться и боновые заграждения, предназначенные для работы на открытых акваториях.

Расчёт производительности нефтесборных систем для очистки береговой полосы Суммарная производительность нефтесборных систем для береговой полосы Qбер, м3/ч, определяется по формуле:

VНБ – прогнозируемый объем нефти, достигшей берега (определяется выше), м3;

tсб – время сбора попавшей на берег нефти, ч ( принимаем равным 24 часа);

Для объма разлива 500 т (640 м3) и времени сбора 12 часов суммарная производительность нефтесборных систем для береговой полосы составит:

Qбер = 6,91 / 12;

Qбер = 0,58 м3/ч.

Расчёт количества средств для очистки береговой полосы, нефтесборных систем и боновых заграждений Количество нефтесборных систем определяется из формулы:

Производительность вакуумных установок определяется с учтом местных условий и, как правило, находится в пределах 1 м3/ч, очистителей скал – 2 м3/ч. Для достижения необходимой производительности достаточно 1 вакуумной установки.

Qбер = 1,0 м3/ч.

Вакуумная установка комплектуется мкостью для сбора нефти. Ёмкость должна вмещать всю нефть, собранную вакуумной системой за 12 часов (расчетное время вывоза отходов на полигон по утилизации). Суммарный объм мкостей должен составлять не менее 12 м3. Возможно применение мкостей меньшей производительности при организации регулярной разгрузки емкостей и вывоза собранной нефти на полигон.

После проведения операций по ликвидации аварийного разлива, нефтесборщики и боновые заграждения отмывают от нефти. Очистка производится на берегу специальными машинами. Для очистки бонов используется 1 специализированная моющая машина.

Рекомендуемый состав и количество средств очистки для береговой полосы приведены в таблице 23.

3.2.2. Требуемая численность персонала привлекаемых АСФ Силы, необходимые для проведения работ по локализации и ликвидации разлива нефти определяются комплексом выполняемых операций и комплектом обслуживаемого оборудования. Распределение сил представлено в таблице 24.

Расчт оснащения АСФ средствами индивидуальной защиты и 3.2.2.1.

В соответствии с требованиями техники безопасности и охраны труда при проведении аварийно-спасательных работ по ЛРН, необходимо обеспечить разведку зоны чрезвычайной ситуации на присутствие опасных для дыхания газов. Для этого в состав АСФ должна быть в обязательном порядке предусмотрена группа газовой разведки, оснащенная средствами для контроля следующих параметров:

содержание кислорода (не менее 20,8 % по объему);

содержание углеводородных газов (не более ПДК рабочей зоны);

содержание сероводорода (не более ПДК рабочей зоны);

содержание химически опасных газов (не более ПДК рабочей зоны).

Значения ПДК и признаки воздействия паров нефти приведены в таблицах 15, 16 и настоящих рекомендаций.

Состав группы разведки – не менее 3 (трех) человек. Каждый член группы разведки должен быть оснащен дыхательным аппаратом изолирующего типа с наполненным запасным баллоном. Дополнительно один аппарат и запасной баллон должны быть предусмотрены для пострадавшего.

Кроме того, каждый работник аварийно-спасательного формирования должен быть обеспечен снаряжением спасателя. Защитная одежда должна предотвращать контакт нефти с кожей при попадании нефти на поверхность костюма. Обувь должна предотвращать скольжение на палубе судна, загрязненной нефтью. Перечень снаряжения и СИЗ перечислены в таблице 25.

Комплектация АСФ средствами аварийного управления и связи 3.2.2.2.

Каждое плавсредство, занятое в ликвидации аварийного разлива нефти оборудуется стационарной радиостанцией для связи с командиром АСФ, руководителем операции по ликвидации разлива нефти и другими участниками операции. Бригады, работающие на берегу, также оснащаются радиостанциями. Все радиостанции должны быть настроены на один или несколько общих каналов. Для оперативного оповещения персонала АСФ, не находящегося на дежурстве, используется проводная телефония, УКВ и мобильная связь.

При необходимости отправляется посыльный.

Стационарные радиостанции:

диспетчерский пункт АСФ;

легковые автомобили.

Мобильные радиостанции:

участники операции по ЛРН.

Мобильный телефон:

заместитель командира АСФ;

командиры дежурных смен АСФ.

Рекомендуемый состав и количество средств связи приведены в таблице 25.

3.2.3. Сводные таблицы комплектации АСФ техническими средствами по ЛРН для ликвидации разлива нефти в количестве 500 т с судов (на примере Морского терминала ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум – Р») Результаты расчетов требуемого количества привлекаемых сил и средств по ЛРН сводятся в таблицы.

Командный состав Руководство работами Заместитель командира 3.2.4. Расчт достаточности сил и средств для тушения пожара на морской При выполнении расчетов было учтено, что существует предельное значение толщины плнки нефти dоп = 3 мм, при которой происходит устойчивое горение, при меньшей величине остаточного слоя плнки происходит самозатухание.

В качестве неблагоприятного сценария принят разлив сырой нефти «смесь КТК» в количестве 500 т (640 м3), дальнейшее его растекание по акватории и возгорание. Вследствие такой аварии образуется нефтяное пятно наибольшего размера. Кроме того, этот вид нефти является одним из наиболее взрывопожароопасных из обрабатываемых в морском порту Новороссийск.

Необходимо рассчитать силы и средства для тушения площади пожара на море (Sм), которая в соответствии с характеристиками нефтяного поля для нефти «смесь КТК», представленными выше, принимаем время 0,25 часа, Sм = 95500 м2. Специализированные суда, привлекаемые для тушения пожаров в морском порту Новороссийск, несут постоянную готовность и приступают к тушению пожара в течение 5 – 10 минут с момента его возникновения.

Для проведения расчтов принимаем разлив, как окружность, в этом случае радиус круга будет равен:

Тушение пожара разлива проводится эмульгированием плнки компактными струями воды с лафетных стволов, расположенных на судах, приспособленных к тушению пожара.

Длину фронта пожара разлива, на которую судно может подать компактную струю воды от лафетного ствола (l к) определяем следующим образом:

где 70 м – средняя величина радиуса компактной струи лафетного ствола;

10 м – минимальное безопасное расстояние от судна до кромки пожара разлива (10 – м).

соответственно на расстоянии:

В этом случае для тушения пожара разлива необходимо сосредоточить судов:

Кроме этого, необходимо выделить суда для обеспечения буксирных работ по отводу танкеров из зоны пожара, которых должно быть не менее двух.

Из выше изложенного следует, что при тушении пожара по варианту 1 необходимо сосредоточить на месте пожара 10 судов, приспособленных к тушению пожаров, которые должны быть оборудованы не менее чем двумя лафетными стволами.

Расход пены для тушения горящей нефти составляет 5 л/м2 пены. Таким образом, для тушения 95500 м2 горящего нефтепродукта необходимо пены:

Vпены На судах используется пенообразователь «Морпен», обладающий кратностью 1:200.

Таким образом, общее количество пенообразователя, необходимого для тушения пожара горящей нефти составляет:

Запас пенообразователя, находящегося на судах, приспособленных к тушению пожара, должен составлять не менее трехкратного запаса расчтного для применения:

Расчетное время тушения пожара на поверхности воды определяется из площади горящего нефтяного пятна, которое ко времени прибытия судов составляет 95500 м 2.

Количество пены для тушения Vпены определено выше.

Производительность лафетных стволов пожарных судов определяем по техническим данным судов, привлекаемых для тушения пожара, принято для расчта времени тушения пожара по данным ППЛРН [14]:

Таким образом, время тушения определяется следующим образом:

Для расчетов принимаем 5 минут.

По результатам разработки настоящих методических рекомендаций представляется необходимым сделать следующие выводы.

1. В настоящее время отсутствуют нормативно-правовые акты, устанавливающие требования к определению количества сил и средств аварийно-спасательных формирований, задействованных в ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море и внутренних акваториях. Следовательно, разработчики планов ПЛРН и другой технической документации могут использовать любую из существующих методик или применить методику собственной разработки.

2. Разработанные методические рекомендации основаны на практическом опыте проведения аварийно-спасательных работ в Азово-Черноморском водном бассейне и могут использоваться для решения указанных задач. Все применяемые положения обоснованы с научной и технической точек зрения и подтверждены (где возможно) практическими примерами. Следовательно, применение предлагаемой авторами методики позволит рассчитать необходимое количество сил и средств и обосновать выполненные расчеты.

Инструкция по проведению бункеровочных операций в морском порту Новороссийск.

Система «Консультант».

Международная конвенция по предотвращению загрязнения морской окружающей среды 1973 года, измененная Протоколом 1978 года. Сводное издание 2002 года с поправками. – Лондон: ИМО, 2003. – 603 с.

Международная конвенция по охране человеческой жизни на море 1974 года (текст, измененный Протоколом 1988 года к ней и с поправками) = International Convention for the Safety of Life at Sea (text modified by the Protocol of 1988 relating thereto, including Amendments). – СПб.: ЗАО ЦНИИМФ, 2002. – 928 с.

Сайт Министерства транспорта Российской Федерации:

www/mintrans.ru/рressa/Novosty_010815/htm ISGOTT – Международное руководство по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов. Пятое издание // International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals.

Fifth Edition. – СПб.: ЗАО ЦНИИМФ, 1998. – 104 с.

Международное руководство по манифолдам и подсоединяемому оборудованию.

СПб.: ЗАО ЦНИИМФ, 2000. – 43 с.

Загрязнение моря нефтью и химикалиями: гражданская ответственность и компенсация ущерба (Сборник Конвенций ИМО): СПб.: ЗАО ЦНИИМФ, 2005. – 482 с.

Руководство по перекачке с судна на судно (нефтепродуктов), третье издание, 1997 г. // Ship to Ship Transfer Guide (Petroleum), Third Edition 1997.

Правила 7М – Общие и специальные правила перевозки наливных грузов – СПб.: ЗАО 10.

ЦНИИМФ. – 1997. – 560 с.

Временное положение о рейдовой перевалке грузов (ведомственное положение) (утв.

11.

Первым заместителем Министра транспорта РФ, руководителем государственной службы морского флота 17 декабря 2003 г.) – СПб.: ЗАО ЦНИИМФ, 2003. – 28 с.

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на 12.

Морском терминале ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум – Р». Разработан центром «КРИМАС» ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» в 2007 г.

Введен в действие в 2009 г.

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на 13.

нефтерайоне «Шесхарис» ОАО «Новороссийский морской торговый порт». Разработан центром «КРИМАС» ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» в 2007 г.

Введен в действие в 2008 г.

План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в морских 14.

портах Новороссийск, Геленджик, Анапа ФГУ «Администрация морского порта Новороссийск». Разработан центром «КРИМАС» ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» в 2009 г. Введен в действие в 2009 г.

PISCES II. Краткое руководство по использованию программного продукта. ЗАО 15.

«Транзас», 2003. – 73 с.

PISCES II. Описание математических моделей программного продукта. ЗАО 16.

«Транзас», 2003. – 40 с.

17. Baker Jenifer M., 1971h Comparative toxicities of oils, oil fractions and emulsifiers.

Hughes P 1956 A determination of the relation between wind and sea-surface drift, Quart. J.

18.

meteorol. Soc.

19. Brunnock J.V., Duckworth D.G., Stephens G.G., 1968. Analysis of beach pollutants.

Scientific aspects of pollution of the sea by oil, Institute of Petroleum, London.

20. Berridge S.A., Thew M.T., Loriston-Clarke A.G., 1968. The formation and stability of emulsions of water in crude petroleum and similar stocks. Scientific aspects of pollution of the sea by oil, Institute of Petroleum, London.

21. Berridge S.A., Dean R.A., Fallows R.G., Fish A., 1968. The properties of persistent oil at sea. Scientific aspects of pollution of the sea by oil, Institute of Petroleum, London.

22. Dennis J.V., 1959. Oil pollution survey of the United States Atlantic coast, American Petroleum Institute, Washington.

Stehr E., 1967. ber lverschmutung durch Tankerunfller auf hoher See, Gas 23.

Wasserfach.

Трусов А.С. Физико-химическая природа воспламенения топлива // Известия вузов 24.

СКР Проблемы водного транспорта. Часть 1., 2004.

Руководство по борьбе с загрязнением нефтью: Раздел II Аварийное планирование 25.

IMO - 560E ISBN 92-80-1330-5, 1995, 65 c.

Руководство по борьбе с загрязнением нефтью: Раздел IV Борьба с загрязнением 26.

нефтью IMO - 569E ISBN 92-801-1242-2, 1988.

Руководство по борьбе с загрязнением нефтью: Раздел V Административные вопросы 27.

по ликвидации загрязнения нефтью IMO - 572E, ISBN 92-801-1424-7, 1998, 81 c.

Руководство по борьбе с загрязнением нефтью: Раздел VI Руководство IMO по отбору 28.

проб и идентификации нефтяного разлива IMO – 578E ISBN 92- 801- 1451 – 4, 1998, Официальный Интернет-сайт Международной федерации владельцев танкеров ITOPF.

29.

International Tanker Owners Pollution Federation Limited. ITOPF official web-site.

http://www.itopf.com Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. Расчет содержания вредных веществ и 30.

их распределение в воздухе – М.: Химия, 1991.

Хайдуков А.О., Хайдуков О.П. Транспортные свойства и характеристики нефтяных 31.

грузов, перевозимых на танкерах. – Новороссийск: НГМА, 2003.

Федеральный классификационный каталог отходов (утв. приказом МПР России от 32.

декабря 2002 г. № 786, в ред. Приказа МПР России от 30 июля 2003 г. № 663).

ОНД-86 Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, 33.

содержащихся в выбросах предприятий. // Л.: Гидрометеоиздат, - Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух – СПб.: Издательство 34.

«Петербург – XXI век». – 2005.

Рекомендации по основным вопросам воздухоохранной деятельности – М., 1995.

35.

Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. Расчет содержания вредных веществ и 36.

их распределение в воздухе – М.: Химия, 1991.

Методика расчета выбросов от источников горения при разливе нефти и 37.

нефтепродуктов (утв. приказом Государственного комитета РФ по охране окружающей среды от 5 марта 1997 № 90 // Государственный комитет РФ по охране окружающей среды, 1997.

Методика исчисления размеров вреда, причиненного водным объектам вследствие 38.

нарушения водного законодательства (утв. приказом МПР России от 30 марта 2007 г.

Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на 39.

магистральных нефтепроводах. Минтопэнерго РФ, 1995.

Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу 40.

из резервуаров – СПб: 1997.

Методика оценки последствий аварий на пожаро-взрывоопасных объектах. // Москва, МЧС России, - 1994 г.

НПБ105-03. Нормы пожарной безопасности. Определение категорий помещений, 42.

зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности РД 03-357-00. Методические рекомендации по составлению декларации 43.

промышленной безопасности опасного производственного объекта. ФГУП «НТЦ «Промышленная безопасность». Серия 27. Выпуск 3, 2003.

РД 153-39.4Р-122-02. Табель технического оснащения нефтеналивных терминалов 44.

ОАО «АК «Транснефть» оборудованием для ликвидации аварийного разлива нефти.

М.: ОАО «АК «Транснефть», 2002 г.

РД № 153-39.4Р-125-02 Табель оснащения нефтепроводных предприятий ОАО «АК 45.

«Транснефть» техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефти на подводных переходах магистральных нефтепроводов - М.: ОАО «АК «Транснефть», РД № 153.39.4-143-99. Табель технического оснащения нефтепроводных предприятий 46.

ОАО «АК «Транснефть» для восстановления трубопровода и ликвидации аварийного разлива нефти при авариях на подводных переходах магистральных нефтепроводов – М.: ОАО «АК «Транснефть», 1999 г.

РД № 39-00147105-006-97. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и 47.

загрязннных при аварийном и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов.

РД № 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных 48.

нефтепроводах. ИПТЭР. 1992 г.

РД 31.4.01-99 «Средства ликвидации разливов нефти в море. Классификация» (утв.

49.

Распоряжением Минтранса РФ от 29 июня 1999 г.);

РД 31.04.23-94 «Наставление по предотвращению загрязнения с судов» (утв. Письмом 50.

ДМТ МТ РФ от 9 сентября 1994 г. № 35/1744);

РД № 153-112-014-97. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на 51.

магистральных нефтепродуктопроводах.

РД № 153-39.4-056-00. «Правила технической эксплуатации магистральных 52.

нефтепроводов».

РД 03-418–01. Методические указания по проведению анализа риска опасных 53.

производственных объектов. ФГУП «НТЦ «Промышленная безопасность». Серия 27.

РД 31.04.01-90 «Правила ведения работ по очистке загрязненных акваторий портов»

54.

(утв. Письмом ММФ от 19 марта 1990 г. № 29) Рекомендации по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории. М.: ВНИИПО, 1997.

Методические рекомендации по разработке типового плана по предупреждению и 56.

ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для нефтегазовых компаний (утв.

Заместителем руководителя Федерального агентства по энергетике (Росэнерго) ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей 57.

ГОСТ Р 12.3.047-98. Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность 58.

технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.

ГОСТ Р 22.0.02-94 (с изм. 1 2000). Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Термины 59.

и определения основных понятий.

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

60.

СНиП 23-01-99. Строительная климатология.

61.

Аренс В.Ж., Гридин О.М. Проблемы нефтяных разливов и роль сорбентов в ее 62.

решении. // Нефть, газ и бизнес. – 2000. № 5.

Елохин А.И. Анализ и управление риском: теория и практика. – 2-е изд. – М.: ООО 63.

"ПолиМЕдиа", 2002.

64. Reddy G.S. Brunet Mark. Numerical prediction of oil slick movement in Gabes estuary.

65. Fay J.A. Physical processes in the spread of oil on a water surface. Proc. On Prevention and Control of Oil Spill, American Petroleum Institute: Washington, DC, pp.463–467, 1971.

Elliot A.J., Hurford N., Penn C.J. Shear diffusion and the spreading of oil slicks. Marine Pollution Bulletin, 17, pp.308-313, 1986.

66. Varlamov S.M. Structure of the Japan Sea oil spill analysis and quick response system, operated in RIAM, Kyushu University. http://www.riam.kyushuu.ac.jp/~vsm/html/oil_system.htm 67. Oil Spill Modelling and Processes. Edited by C.A. Brebbia. WIT Press 2001.

68. Korotenko K.A., Mamedov R.M., Mooers C.N.K. Prediction of the transport and dispersal of oil in the South Caspian Sea resulting from Blowouts. Enviromental Fliud Mechanics, 1, 2002. pp.383-414.

69. Mackay, D., Buistt, I.A., Marcarenhas, R., Paterson, S., Oil spill processes and models.

Environment Canada Manuscript Report No. EE-8, Ottawa, Ontario, 1980.

70. Mooney M., The viscosity of a concentrated suspension of spherical particles, J. Colloidal Science, 10, 1951, pp.162-170.

71. Mackay D., I.A. Buistt, R.Marcarenhas, S.Paterson. Oil spill processes and models, Environment Canada Manuscript Report No. EE-8, Ottawa, Ontario, 1980.

NOAA. ADIOSTM (Automated Data Inquiry for Oil Spills) user’s manual. Seattle:

72.

Hazardous Materials Response and Assessment Division, NOAA. Groton Connecticut, 1994, 73. Mackay D., I.A. Buistt, R.Marcarenhas, S.Paterson. Oil spill processes and models, Environment Canada Manuscript Report No. EE-8, Ottawa, Ontario, 1980.

Garo, J.P., Vantelon, J.P., Gandhi, S., Torero, J.L. Some observation on the pre-boilover 74.

burning of a slick of oil on water, Proceeding of the Nineteenth Arctic and Marine OilSpill Program (AMOP) Technical Seminar, 1611-1626, NOAA. ADIOSTM (Automated Data Inquiry for Oil Spills) user’s manual. Seattle:

75.

Hazardous Materials Response and Assessment Division, NOAA. Groton Connecticut, 1994, Маценко С.В. Анализ нормативно-правовых требований к разработке планов ПЛРН на 76.

морских акваториях. / Государственное регулирование в области предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море и внутренних акваториях:

материалы научно-практического семинара 21 – 23 апреля 2009 г. / отв. ред. С.В.

Маценко, Л.Г. Дунец. – Новороссийск, ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» имени адмирала Ф.Ф.Ушакова, 2009. – с. 4 – 8.

Маценко С.В. Особенности разработки разделов 1 и 2 «Оперативная часть» планов 77.

ПЛРН на море и внутренних акваториях / Государственное регулирование в области предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море и внутренних акваториях: материалы научно-практического семинара 21 – 23 апреля 2009 г. / отв. ред. С.В. Маценко, Л.Г. Дунец. – Новороссийск, ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» имени адмирала Ф.Ф.Ушакова, 2009. – с. 8 – 12.

Маценко С.В. Моделирование разливов нефти и нефтепродуктов. / Государственное 78.

регулирование в области предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море и внутренних акваториях: материалы научно-практического семинара 21 – 23 апреля 2009 г. / отв. ред. С.В. Маценко, Л.Г. Дунец. – Новороссийск, ФГОУ ВПО «МГА имени адмирала Ф.Ф.Ушакова» имени адмирала Ф.Ф.Ушакова,