Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
СОДЕРЖАНИЕ
|
Введение |
7 |
|
1 Общая характеристика объекта и обоснование выбора темы выпускной квалификационной работы |
8 |
|
1.1 Физико-географическая и климатическая характеристика места расположения |
9 |
|
1.2 Социально-экономическая характеристика объекта, транспортная инфраструктура в районе объекта |
11 |
|
1.3 Размеры площади землепользования, общей застройки, озеленения. Перечень основных зданий и сооружений, входящих в предприятие |
12 |
|
1.4 Инженерное обеспечение объекта |
14 |
|
1.5 Размеры санитарно-защитной зоны |
16 |
|
1.6 Экологическая экспертиза объекта |
16 |
|
1.7 Обоснование выбора темы выпускной квалификационной работы |
18 |
|
2 Обеспечение устойчивости функционирования объекта. Предупреждение возможных ЧС |
20 |
|
2.1 Краткие сведения о технологических процессах объекта. Организационно-технические решения, направленные на повышение противоаварийной устойчивости блоков |
20 |
|
2.2 Основные виды чрезвычайных ситуаций, возможных при эксплуатации объекта, источники их возникновения и развития |
23 |
|
2.3 Оценка количества опасного вещества, участвующего в аварии. Расчет вероятных зон действия поражающих факторов |
25 |
|
2.4 Обязанности организации объекта в области промышленной безопасности |
32 |
|
2.5 Обязанности организации объекта в области пожарной безопасности |
35 |
|
2.6 Обязанности организации объекта производящего транспортировку и хранение нефти и ее производных |
37 |
|
2.7 Уровни реагирования на ЧС |
38 |
|
2.8 Структура комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности, эвакуационной комиссии |
42 |
|
2.9 Состав сил и средств НАСФ |
44 |
|
2.10 Средства пожаротушения, автоматическая пожарная сигнализация. Сведения о добровольной пожарной дружине |
47 |
|
2.11 Сведения о наличии запасов ГО. Организация обучения в области ГОЧС |
49 |
|
2.12 Планово-предупредительные мероприятия по предотвращению возможных ЧС |
53 |
|
2.13 Новые решения по безопасному хранению нефтепродуктов |
54 |
|
3 Охрана труда |
59 |
|
3.1 Права работников |
59 |
|
3.2 Выдача молока |
61 |
|
3.3 Средства индивидуальной и коллективной защиты рабочих |
61 |
|
3.4 Инструкция при отборе проб из резервуаров |
65 |
|
3.5 Инструкция о мерах пожарной безопасности в резервуарных парках |
67 |
|
4 Ликвидация ЧС на объекте |
68 |
|
4.1 Статистика аварий на нефтебазах |
68 |
|
4.2 Первоочередные и экстренные действия при ЧС |
72 |
|
4.3 Решения по системам оповещения работников предприятия и населения, проживающего вблизи объекта |
76 |
|
4.4 Мероприятия по защите, спасению, эвакуации персонала и населения |
77 |
|
4.5 Возможный сценарий развития ЧС |
79 |
|
4.6 Прогнозируемая площадь возможных разрушений вследствие взрыва резервуара |
81 |
|
4.7 Прогнозируемая площадь возможного разлива и пожара |
83 |
|
4.8 Обязанности должностных лиц при возникновении ЧС |
84 |
|
4.9 Мероприятия по безаварийной остановке технологических процессов. Технические решения, обеспечивающие безаварийную остановку |
88 |
|
4.10 Расчет сил и средств локализации и ликвидации ЧС |
89 |
|
4.11 Ликвидация нефтепродукта, разлитого в обваловании |
93 |
|
4.12 Применение технических средств при ликвидации аварии на Бикинской нефтебазе |
99 |
|
5 Экономическое обоснование защиты предприятия в ЧС |
110 |
|
Список условных сокращений |
117 |
|
Заключение |
119 |
|
Список использованных источников |
120 |
ВВЕДЕНИЕ
Целью настоящей выпускной квалификационной работы является прогнозирование, предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на нефтебазе города Бикин.
В соответствии с намеченной целью работы ставятся и решаются следующие задачи: дать общую характеристику объекта и обоснование выбора темы выпускной квалификационной работы; рассмотреть вопросы обеспечения устойчивого функционирования объекта, предупреждения возможных ЧС; рассчитать необходимые силы и средства для ликвидации ЧС на объекте, связанной с разрушением резервуара; произвести экономический расчет затрат на ликвидацию ЧС.
Нефтебаза города Бикин ОАО «Хабаровскнефтепродукт» является особо опасным промышленным объектом. Основным видом деятельности нефтебазы является прием, перекачка, хранение и отпуск нефтепродуктов. Основными нефтепродуктами, образующими технологические потоки нефтебазы, являются дизельное топливо, бензин, масла. Общая вместимость нефтепродуктов в 21 резервуарах, но часть из них не используется или задействованы не в полном объеме составляет до 2000 м3.
На таком опасном промышленном объекте необходимо заблаговременно проводить комплекс мероприятий по предупреждению возможных чрезвычайных ситуаций, чтобы обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте, обеспечивать сохранность качества нефтепродуктов, сокращать до минимума их потери при приеме, хранении и отпуске потребителям.
Меры по предупреждению аварийных ситуаций должны быть направлены на максимальное снижение масштабов разрушения и защиту персонала, а также на повышение надежности основных технических средств, обеспечивающих стабильную и безаварийную эксплуатацию оборудования.
1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕМЫ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ
Нефтебаза города Бикин ОАО «Хабаровскнефтепродукт» является структурным подразделением ОАО «Хабаровскнефтепродукт». По функциональному назначению нефтебаза является перевалочным предприятием.
Введена в эксплуатацию в 1967 году. Реконструкция, капитальный ремонт зданий производились периодически в 2005 и 2006 годах. Основным видом деятельности объекта является прием, хранение и транспортировка нефтепродуктов.
Доставка нефтепродуктов на нефтебазу производится железнодорожными цистернами, максимальным объемом 80м3 и автомобильным транспортом из Хабаровского НПЗ. Отгрузка нефтепродуктов производится автомобильными цистернами, максимальным объемом 16м3.
Максимальное количество производственного персонала и посетителей, которые могут находиться одновременно на территории нефтебазы – 20 человек, наибольшая работающая смена – 12 человек.
Режим работы: одна смена (кроме службы охраны).
Предприятие, согласно СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов», относится к IIIв категории пожарной опасности (Группа А) /2/.
Юридические адреса представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Юридические адреса
|
Нефтебаза |
Владелец нефтебазы |
|
города Бикин |
ОАО «Хабаровскнефтепродукт» |
|
682925, Хабаровский край, город Бикин, ул. Дзержинского, 8 |
680030, Хабаровский край, город Хабаровск, ул. Мухина, 22 |
1.1 Физико-географическая и климатическая характеристика места расположения
Нефтебаза расположена в г. Бикин, Бикинского муниципального района, Хабаровского края. Особенность географического положения района. Город Бикин располагается в Южной части Хабаровского края на трассе федерального значения «Уссури», по его территории проходит железная дорога Хабаровск – Владивосток. Город расположен на равнинной территории.
Сейсмичность региона согласно установленного районирования составляет 6 баллов. Бикинская нефтебаза не находится в зоне обвалов, осыпей, оползней, опасных сейсмических воздействий (табл. 1.2).
Таблица 1.2 - Расчетная сейсмическая интенсивность
|
Пункт |
А |
В |
С |
|
Г. Бикин, Бикинский район, Хабаровского края |
6 |
6 |
7 |
Примечание: расчетная сейсмическая интенсивность в баллах шкалы М8К-64 для средних грунтовых условий и трех степеней сейсмической опасности – А (10%), В (5%), С (1%) в течение 50 лет.
Рельеф. Территория объекта плоская спланированная с уклоном 1 – 3% с затрудненным стоком ливневых и талых вод. Прилегающая местность в радиусе 2,5 км – холмистая с уклоном 3% и облегченным стоком ливневых и талых вод.
Грунты на прилегающей территории представлены песком средней крупности и отличаются в сухом состоянии средней (0,3 – 0,35%) нефтеемкостью (табл. 1.3) /3/.
Таблица 1.3 - Нефтеемкость грунтов
|
Тип грунта |
Влажность, % |
||||
|
0 |
20 |
40 |
60 |
80 |
|
|
Кварцевый песок |
0,25 |
0,20 |
0,15 |
0,10 |
0,05 |
|
Пески (диаметр частиц 0,05…2 мм) |
0,30 |
0,24 |
0,18 |
0,12 |
0,06 |
|
Супесь, суглинок (средний и тяжелый) |
0,35 |
0,25 |
0,21 |
0,14 |
0,07 |
Климат муссонный, с суровой и малоснежной зимой и теплым влажным летом. Средняя температура января от минус 22 до минус 30 0С. Средняя температура июля колеблется от плюс 25 до плюс 28 0С (табл. 1.4). В районе с апреля по октябрь выпадает до 90% осадков. В январе преобладают ветра ЮЗ направлений со скоростью 5,9 м/сек (табл. 1.5), в июле – ЮЗ и В направлений со скоростью 4,6 м/сек (табл. 1.6). Климатические параметры теплого периода года представлены в таблице 1.7, холодного – в таблице 1.8.
В соответствии со СНиП 23.01.99 «Строительная климатология» объект находится в климатическом районе – Iв /4/.
Таблица 1.4 - Средние месячные температуры воздуха, 0С
|
Пункт |
Месяцы |
Год |
|||||||||||
|
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
||
|
Бикин |
-22,1 |
-17,2 |
-8,2 |
3,0 |
11,8 |
17,6 |
21,5 |
20,3 |
13,9 |
4,9 |
-8,3 |
-18,4 |
1,4 |
Таблица 1.5 - Скорость ветра в январе
|
Пункт |
Январь |
|||||||||
|
С |
СВ |
В |
ЮВ |
Ю |
ЮЗ |
З |
СЗ |
ш |
Vmax |
|
|
Бикин |
2 3,3 |
7 5,7 |
6 4,2 |
2 2,7 |
2 3,5 |
74 5,9 |
6 4,1 |
1 2,2 |
18 |
5,9 |
Таблица 1.6 - Скорость ветра в июле
|
Пункт |
Июль |
|||||||||
|
С |
СВ |
В |
ЮВ |
Ю |
ЮЗ |
З |
СЗ |
ш |
Vmin |
|
|
Бикин |
3 3,4 |
25 6 |
11 4,6 |
5 3,3 |
4 3,6 |
35 4,6 |
7 3,6 |
4 2,9 |
9 |
2,9 |
Примечание: числитель – повторяемость направлений ветра; знаменатель – средняя скорость ветра по направлениям (м/с); ш – повторяемость штилей; Vmax – максимальная скорость ветра; Vmin – минимальная из средних скоростей ветра по румбам за июль (м/с) и минимальная скорость ветра (м/с)
Таблица 1.7 - Климатические параметры теплого периода года
|
Пункт |
tж98 |
tж92 |
tжа |
Δtж |
W |
Dт |
dmax |
Vn |
|
Бикин |
23,7 |
26,9 |
40 |
8,8 |
78 |
556 |
99 |
ЮЗ |
Примечание: tж98 и tж92 - температура воздуха наиболее теплых суток (0С) с обеспеченностью (0,98 и 0,92); tжа – абсолютная максимальная температура воздуха (0С); Δtж – средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее теплого месяца (0С); W – средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца (%); Dт – количество осадков за апрель – октябрь (мм); dmax – суточный максимум осадков (мм); Vn – преобладающее направление ветра за апрель – октябрь.
Таблица 1.8 - Климатические параметры холодного периода года
|
Пункт |
tх98 |
tx92 |
txа |
Δtx |
W |
Dт |
Vn |
Vср |
|
Бикин |
-37 |
-31 |
-38 |
7,7 |
75 |
116 |
ЮЗ |
5,3 |
Примечание: tх98 и tх92 – температура воздуха наиболее холодных суток (0С) с обеспеченностью (0,98 и 0,92); tха – абсолютная минимальная температура воздуха (0С); Δtх – средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее холодного месяца (0С); W – средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца (%); Dт – количество осадков за ноябрь – март (мм); Vn – преобладающее направление ветра за декабрь – февраль; Vср – средняя скорость ветра (м/с) за период со среднесуточной температурой воздуха < 8 0С.
1.2 Социально-экономическая характеристика объекта, транспортная инфраструктура в районе объекта
Нефтебаза города Бикин имеет два автомобильных въезда и один железнодорожный. В связи со стесненными условиями сеть автомобильных проездов развита слабо, но к основным пожароопасным объектам и сооружениям подъезд пожарной техники обеспечен по автоподъездам или по спланированной территории.
В сфере хозяйственно-экономической деятельности предприятие использует железнодорожные, автомобильные, трубопроводные пути сообщения и, соответственно, железнодорожный, автомобильный транспорт и технологические трубопроводы.
Подъездные пути:
1. Железнодорожный подъездной путь – 194,5 м.
- количество стрелочных переводов 1 шт.;
- количество путей – 1 шт.;
- общая протяженность ж/д путей в пределах территории нефтебазы – 136,5 м;
- тип рельсов Р – 65.
2. Автомобильная дорога:
- подъездная дорога от нефтебазы до городской магистрали – до 100 м;
- покрытие – гравийное;
- ширина дороги 8 м.
3. Внутрибазовые дороги:
- общая протяженность – 230 м;
- покрытие – твердое, гравийное;
- ширина дороги – 4 м.
Транспортная инфраструктура объекта соответствует требованиям СНиП 2.11.03-93. На территории объекта расположены два автомобильных въезда и один железнодорожный, что соответствует пункту 2.15 СНиП 2.11.03-93. Подъезд пожарной техники к основным пожароопасным объектам и сооружениям в случае ЧС обеспечен /2/.
1.3 Размеры площади землепользования, общей застройки, озеленения. Перечень основных зданий и сооружений, входящих в предприятие
Площадь нефтебазы в пределах ограждения составляет 0,21 га.
Здания и сооружения, расположенные на территории объекта:
Здание административного корпуса двухэтажное. Высота 7м; III степень огнестойкости; категория по взрывопожарной и пожарной опасности – Д; стены- кирпичные; перегородки - кирпичные, деревянные; перекрытия - ж/б; кровля - сайтинг по деревянной обрешетке; полы - деревянные, линолеум, бетон; проёмы оконные – пластиковые; проёмы дверные – деревянные; внутренняя отделка - пластик, обои.
Здание гаража. Высота 4м; III степень огнестойкости; категория по взрывопожарной и пожарной опасности – В; стены - кирпичные; перегородки – кирпичные; кровля - односкатная, рубероид; полы – бетонные; проёмы дверные - деревянные, металлические; внутренняя отделка - штукатурка, побелка.
Здание насосной светлых нефтепродуктов одноэтажное. Высота 4,5м; III степень огнестойкости; категория по взрывопожарной и пожарной опасности – А; стены - кирпичные; перегородки – кирпичные; кровля – совмещенная; полы – цементные; проёмы оконные - одинарные глухие, окрашены; проёмы дверные - простые, обшиты железом; внутренняя отделка - штукатурка, побелка;
Здание холодного склада арочного типа одноэтажное. Высота 6м; V степень огнестойкости; категория по взрывопожарной и пожарной опасности – В; стены – металлические; кровля - сводчатая, металлическая; полы – бетонные; проёмы дверные – железные; внутренняя отделка – окраска.
Здание механической мастерской одноэтажное. Высота 4м; II степень огнестойкости; категория по взрывопожарной и пожарной опасности – Д; стены - кирпичные; перегородки - кирпичные, деревянные; перекрытия - ж/б; кровля – рубероид; полы - дощатые, линолеум, бетон; проёмы оконные - двойные простые; проёмы дверные - металлические, деревянные, филенчатые; внутренняя отделка - штукатурка, побелка, окраска, облицовочные плиты, обои.
Здание котельной одноэтажное. Высота 4м; II степень огнестойкости; стены - кирпичные; перегородки – кирпичные; кровля - односкатная, толь; полы – бетонные; проёмы оконные - одинарные простые, зарешеченные; проёмы дверные - металлические, деревянные; внутренняя отделка - штукатурка, побелка, окраска.
Степень огнестойкости зданий определена в соответствии с СНиП 21-01-97 /8/. Категории помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности определены в соответствии с НПБ 105-03 /9/.
Земля в Российской Федерации охраняется как основа жизни и деятельности народов, проживающих на соответствующей территории. Общая земельная площадь находится в аренде поэтому ОАО «Хабаровскнефтепродукт» в целях охраны земель обязано, в соответствии со статьей 13 Земельного кодекса РФ от 25.10.2001г. №136-ФЗ, проводить мероприятия по сохранению почв, защите земель загрязнения химическими веществами, захламления отходами производства и потребления, загрязнения, в том числе биогенного загрязнения, и других негативных (вредных) воздействий, в результате которых происходит деградация земель /10/.
1.4 Инженерное обеспечение объекта
Имеется развитая сеть наземных, надземных и подземных сетей.
Источником основного электроснабжения является Дистанция электроснабжения ОАО «Российские железные дороги» ЭЧС-6 ДВЖД. Освещение всех зданий и помещений нефтебазы 220В. Силовое напряжение 380В находится в гаражах, ж/д эстакаде, разливочной, в насосной светлых и темных нефтепродуктов, в операторно-диспетчерской, конторе, механической мастерской, лаборатории. На территории нефтебазы расположена электрощитовая, с которой можно производить отключение электричества на необходимых объектах.
Установленная мощность потребления: оборудование технологическое – 215,9 кВт; оборудование вспомогательное – 121,5 кВт; оснащение наружное – 7,0 кВт; оснащение внутреннее – 5,5 кВт; прочее – 12,0 кВт.
Источником получения тепла на территории нефтебазы является котел водогрейный KSO-70R – 1шт. KSO-100R – 1шт.
На предприятии источником водоснабжения является скважина артезианская.
Вода питьевого качества из сети хозяйственно-питьевого водопровода используется для нужд лаборатории и на бытовые нужды обслуживающего персонала. Требования к качеству питьевой воды регламентируются СанПиН 2.1.4.1074-01 /11/.
Подземные сети водопроводов предусмотрены из стальных труб, покрытых для защиты от коррозии усиленной гидроизоляцией.
Канализация:
- промливневая канализация: диаметр трубопроводов 250мм;
- фекальная канализация: 1964 г. Постройки, самотечная. Сбор емкость 15 м3, местный выгреб.
На объектах нефтебазы образуются следующие стоки:
- производственные стоки (зачистка и пропарка резервуаров, подтоварная вода, смыв полов насосных);
- дождевые стоки (с отбортованных площадок);
- бытовые стоки (административный корпус, лаборатория, ремонтная мастерская).
Для сбора, очистки и удаления загрязненных нефтепродуктами стоков и аварийных проливов предусмотрена система очистных сооружений, которые включают нефтеловушку и отстойник.
Технологический трубопровод:
- от железнодорожных сливоналивных сооружений до насосных станций (насосных агрегатов):
Ду - 136мм, протяженностью 124,6м;
- от насосных станций (насосных агрегатов) до резервуаров:
Ду - 105мм, протяженностью 409,3м;
- от резервуаров до наливных устройств:
Ду - 150мм, протяженностью 222,1м.
Электроснабжение, водоснабжение, канализация, технологический трубопровод позволяют обеспечивать нужды предприятия для устойчивого функционирования.
1.5 Размеры санитарно-защитной зоны
В соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» нефтебаза отнесена к III классу, нормативный размер санитарно-защитной зоны составляет 300 метров /12/.
Территория санитарно-защитной зоны предназначена для:
- обеспечения снижения уровня воздействия до требуемых гигиенических нормативов по всем факторам воздействия за ее пределами;
- создания санитарно-защитного и эстетического барьера между территорией предприятия и территорией жилой застройки;
- организации дополнительных озелененных площадей, обеспечивающих экранирование, ассимиляцию и фильтрацию загрязнителей атмосферного воздуха и повышение комфортности микроклимата.
Возможность организации санитарно-защитной зоны на предприятии отсутствует.
1.6 Экологическая экспертиза объекта
На территории Российской Федерации существует нормативно-правовые документы в области экологической экспертизы для промышленных объектов: Федеральный закон от 23.11.1995 г. N 174-ФЗ "Об экологической экспертизе", Постановление Правительства РФ от 11.06.1996 г. N 698 "Об утверждении Положения о порядке проведения государственной экологической экспертизы".
Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на территории нефтебазы являются: резервуары с нефтепродуктами; неплотности фланцевых соединений и сальниковых устройств насосов; горловины автомобильных и железнодорожных цистерн; двигатели автотранспорта; котел котельной; очистные сооружения; посты зарядки аккумуляторов. Источники выбросов нефтебазы относятся к низким с высотой выброса в пределах 12 метров.
Пылегазоочистным оборудованием на предприятии оборудованы заточные станки, установлены 2 единицы пылеулавливающих агрегата с эффективностью пылеочистки 95%.
От источников выбросов в атмосферу на производственной площадке выделяется 24 загрязняющих вещества 1, 2, 3, 4 классов опасности:
1 класс опасности – бенз(а)пирен;
2 класс опасности – марганец и его соединения, серная кислота, фториды газообразные, фториды плохо растворимые, бензол;
3 класс опасности – железо оксид, азота оксид, азота диоксид, сажа, сера диоксид, ксилол, толуол, этилбензол, пыль неорганическая 20-70 % SiO2;
4 класс опасности – углерод оксид, углеводороды предельные С1-С5 и С6-С10, амилены, бензин, углеводороды предельные С12-С19, пыль абразивная.
Вещества, выбрасываемые предприятием, образуют следующие суммации: азота диоксид плюс сера диоксид; серы диоксид плюс фториды газообразные; серы диоксид плюс серная кислота.
Максимальный вклад в загрязнение атмосферного воздуха дают следующие вещества: углеводороды предельные С1-С5, С6-С10, С12-С19, амилены, толуол, бензол.
При эксплуатации резервуарного парка нефтепродуктов на определенных стадиях хранения имеют место технологически предусмотренные залповые выбросы углеводородов.
Нефтебаза не располагает собственными объектами длительного хранения и захоронения отходов. Все объекты временного хранения находятся на территории нефтебазы на асфальтированной поверхности. Контейнеры, в которых размещаются отходы, периодически чистятся. По мере накопления отходов в местах временного хранения, они подлежат вывозу на другие предприятия с целью размещения, использования, обезвреживания, утилизации.
1.7 Обоснование выбора темы выпускной квалификационной работы
В России имеется большое количество пожаро-взрывоопасных объектов в различных отраслях промышленности.
Наибольшее число ЧС техногенного характера приходится на промышленно развитые территории.
На нефтебазах остается высоким риск возникновения чрезвычайных ситуаций различного характера, которые приводят к серьезным последствиям: разрушению промышленных объектов, зданий жилой застройки, поражению людей, воздействию на производственный персонал и население продуктов горения, нанесению значительного ущерба.
На территории Хабаровского края с экономическим развитием и ростом топливно-энергетического комплекса увеличивается потребность в нефти и нефтепродуктов. В связи с этим значительно возрастает острота проблемы безопасности при хранении, транспортировке нефти и нефтепродуктов.
На таких опасных промышленных объектах необходимо заблаговременно проводить мероприятия по предупреждению возможных ЧС, поддерживать в постоянной готовности силы и средства для их ликвидации, чтобы обеспечить безопасность населения и территории, максимально снизить возможный материальный ущерб и потери среди персонала и населения, в случае возникновения ЧС, обеспечить бесперебойное снабжение потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте, обеспечить сохранность качества нефтепродуктов и сокращения до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.
Все вышеперечисленное свидетельствует об актуальности и большой значимости выбранной темы.
2 ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ОБЪЕКТА. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ ЧС
2.1 Краткие сведения о технологических процессах объекта
Основным видом деятельности Бикинской нефтебазы, определяющим технологические принципы производства, является: прием, перекачка, хранение и отпуск нефтепродуктов.
Основными нефтепродуктами, образующими технологические потоки нефтебазы, являются, дизельное топливо, бензин, масла.
По состоянию на 01.06.12 на базе может использоваться 12 резервуаров. Их вместимость составляет около 2000м3:
- для автобензинов 800м3;
- для дизельного топлива 800м3;
- для масел 400м3.
Из общего количества емкостей:
5 горизонтальных резервуаров; 7 металлических вертикальных резервуаров.
Все резервуары стальные, вертикального и горизонтального типа РВС и РГС объемом от 50м3 до 400м3
Объем максимальной емкости хранения составляет 400м3 – дизельное топливо.
Характеристика веществ, обращающихся в блоках нефтебазы представлена в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Характеристика веществ, обращающихся в блоках нефтебазы
|
№ блока |
Название блока |
Опасные вещества, обращающиеся в блоке |
|
1 |
Железнодорожная эстакада |
Бензин, дизельное топливо. |
Продолжение таблицы 2.1
|
2 |
Насосная светлых нефтепродуктов |
Бензин, дизельное топливо. |
|
3 |
Резервуарный парк светлых нефтепродуктов |
Бензин, дизельное топливо. |
|
4 |
Автоматическая станция налива |
Бензин, дизельное топливо. |
Весь резервуарный парк разделен на 2 группы. Каждая группа резервуаров находится в отдельном обваловании. Емкости первой группы, используемые для хранения нефтепродуктов, имеют индивидуальное обвалование.
Резервуарный парк обслуживается сменой операторов в количестве 2 человек.
При нарушении организации технологического процесса или несоблюдении пожаровзрывобезопасности возникают пожары с взрывами, которые приводят к авариям, термическим ожогам и травмированию работников.
Эксплуатационные свойства нефтепродуктов характеризуются рядом показателей, определяющих требования по сохранной (качественной) транспортировке, хранению и перекачке, по эксплуатационно-техническим параметрам и по пожаровзрывобезопасности.
Данные вещества являются пожаро- и взрывоопасными, могут привести к пожарам и взрывам, при которых происходит разлив горюче-смазочных материалов, загрязнение местности, а также могут привести к тяжелым социальным и экономическим последствиям.
Безопасность технологических процессов на нефтебазе обеспечивается:
- применением технологических процессов приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов по действующей нормативной документации;
- рациональным обустройством территории нефтебазы, не допускающим загромождение и загрязнение дорог, проездов, проходов, подступов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации;
- рациональным размещением производственного оборудования и организации рабочих мест;
- обучением работников, проверкой их знаний и навыков безопасности труда, подготовкой к предупреждению, локализации и ликвидации ЧС(Н);
- применением надежно действующих и регулярно проверяемых контрольно-измерительных приборов, устройств противоаварийной защиты, средств связи;
- применением быстродействующей герметичной запорной и регулирующей арматуры и средств локализации ЧС(Н).
Для повышения противоаварийной устойчивости нефтебазы на объекте имеются /10/:
1. В резервуарном парке – система автоматического контроля наполнения резервуаров жидкостью с выводом на мониторы операторной, предотвращающая перелив емкости.
2. На пункте налива автотранспорта – система налива с регулируемой дозой наполнения..
3. В насосной светлых нефтепродуктов – датчики предельного давления, при срабатывании которых происходит автоматическое отключение насоса; датчики предельной температуры, действующие по тому же принципу, что и датчики предельного давления; датчики довзрывных концентраций со звуковым и световым сигналом, извещающие о превышении концентрации паров нефтепродуктов в здании насосной; вентиляционная система, препятствующая накоплению паров легковоспламеняющихся жидкостей в здании.
4. Тупик железнодорожной эстакады оборудован сплошным мостиком верхнего двухстороннего обслуживания. На эстакаде может устанавливаться 3 железнодорожные цистерны. Слив и налив происходит по разным коллекторам. При сливе коллектор присоединяется к цистернам через установку нижнего слива (УСН). Эстакада оборудована коллектором паропровода предназначенного для отогрева в зимнее время сливного прибора цистерны.
Исключение разгерметизации технологических блоков обеспечивается:
- повышенными требованиями к технологическому и техническому обеспечению сварочных работ и их выполнению как при изготовлении арматуры на специализированных предприятиях, так и по месту монтажа;
- проверкой качества и надежности сварных соединений с применением современных методов дефектоскопии и диагностики.
К предупредительным средствам защиты относится пожарная система сигнализации с автоматической подачей сигнала на пульт диспетчера городской пожарной службы, а также громкоговорящая связь.
Все технологические блоки укомплектованы первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
Компоновка технологического оборудования на объекте принята с учетом возможности проветривания территории, обеспечения свободного подъезда к оборудованию и доступа для его обслуживания и ремонта /10/.
Осуществление технических и организационных мер по предотвращению разлива нефтепродукта, взрыва и противопожарной защите обеспечивает безопасность технологических процессов.
2.2 Основные виды чрезвычайных ситуаций, возможных при эксплуатации объекта, источники их возникновения и развития
На территории нефтебазы расположено 4 технологических блока: блок №1 – железнодорожная эстакада; блок №2 – насосная светлых нефтепродуктов; блок №3 – резервуарный парк светлых нефтепродуктов; блок №4 – пункт налива автоцистерн /6/.
Все перечисленные технологические блоки, в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997г. №116-ФЗ, относятся к категории опасных производственных объектов /13/.
Факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций в блоках:
1. Блок №1 – наличие большого количества легковоспламеняющихся и горючих жидкостей создает опасность аварийного выброса опасных веществ при аварийной разгерметизации системы;
2. Блок №2 – наличие на установке насосов, перекачивающих взрывоопасные продукты;
3. Блок №3 – возможность образования статического электричества при движении жидкостей по трубопроводам;
4. Блока №4 – наличие электрических устройств напряжением 380В, 220В.
Возможные причины аварийных ситуаций:
Возможен из-за поломки заводского оборудования; брака сварочно-монтажных работ; коррозии оборудования; физического износа оборудования; механического повреждения или температурной деформации оборудования; а также из-за дефектов оснований резервуаров (неравномерная осадка ведет к образованию чрезмерных разрывающих и растягивающих усилий от давления жидкости); из-за опасностей, связанных с типовыми процессами (гидравлически удары, вибрация, превышения давления, а также образование взрывоопасных топливовоздушных смесей при опорожнении резервуаров типа РВС (со стационарной крышей) за счет подсоса воздуха через дыхательные клапаны); из-за пирофорных отложений; из-за прекращения подачи электроэнергии;
Выход из строя трубопроводов, арматуры и разъемных соединений, емкостного оборудования из-за дефектов изготовления, переполнения, механических повреждений, коррозии, физического износа и т.д.
Приведенный перечень возможных сценариев развития аварийных ситуаций позволяет проанализировать причины возникновения возможных ЧС и своевременно принять меры по их предупреждению и ликвидации.
2.3 Оценка количества опасного вещества, участвующего в аварии. Расчет вероятных зон действия поражающих факторов
Опасность на Бикинской нефтебазе определяется по следующим основным параметрам /10/:
- характеристика опасных обращающихся веществ;
-оценка количества и распределения опасных веществ;
-уровень и категория опасности технологических блоков;
-воздействие взрыва топливно-воздушной смеси;
-характеристика зон поражения.
Границы разрушений зданий и сооружений, а также величина воздушной ударной волны в результате взрывных превращений облака топливно-воздушных смесей на границах зон разрушения определены согласно ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» /14/.
Таблица 2.2 –Исходные данные
|
№ п/п |
Показатели |
Блок №1 Ж/д эстакада |
Блок №2 Насосная |
Блок №3 Резервуарный парк |
Блок №4 Пункт налива автоцистерны |
|
1 |
Емкость, оборудование |
ж/д цистерна V=60 м3 |
насос |
РВС-400 |
АЦ V=20м3 |
|
2 |
V-объем ПГФ, м3 |
25 |
2 |
150 |
6,6 |
|
3 |
Р-давление в блоке, МПа |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
|
4 |
ρ – плотность ПГФ, кг/ м3 |
1,36 |
1,36 |
1,41 |
1,36 |
|
5 |
g – удельная теплота сгорания ПГФ, Дж/кг |
4,6*104 |
4,6*104 |
4,6*104 |
4,6*104 |
|
6 |
β – коэф. |
1,08 |
1,08 |
1,08 |
1,08 |
|
7 |
Fр – площадь разлива, м2 |
130 |
20 |
220 |
35 |
|
8 |
t – время с момента АРБ до полного прекращения экзотермических процессов, с |
360 |
360 |
360 |
360 |
|
9 |
G – масса парогазовой фазы, кг |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
10 |
Z – доля приведенной массы парогазовых веществ, участвующих во взрыве |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
Определение энергетического потенциала блоков.
Е1 – сумма энергии адиабатического расширения А (кДж) и сгорания ПГФ, находящегося в блоке.
E1 = G · g + A, (2.1)
где А – энергия сжатой ПГФ,
А = β · P · V (2.2)
Таким образом энергия сжатой ПГФ в блоках будет равна:
- Блок №1, А = 1,08 · 0,1 · 25 = 2,7
- Блок №2, А = 1,08 · 0,1 · 2 = 0,216
- Блок №3, А = 1,08 · 0,1 · 150 = 16,2
- Блок №4, А = 1,08 · 0,1 · 6,6 = 0,71
Масса ПГФ, имеющаяся в блоке определяется по формуле:
G = V · ρ, (2.3)
Таким образом получаем:
- Блок №1, G = 25 · 1,36 = 34 кг;
- Блок №2, G = 2 · 1,36 = 2,72 кг;
- Блок №3, G = 150 · 1,41 = 211,5 кг;
- Блок №4, G = 6,6 · 1,36 = 8,97 кг.
Подставив значения в формулу 2.1 получаем:
- Блок №1, Е1 = 34 · 4,6·104 + 2,7 = 159,1·104 кДж;
- Блок №2, Е1 = 2,72 · 4,6·104 + 0,216 = 12,72·104 кДж;
- Блок №3, Е1 = 211 · 4,3·104 + 16,2 = 925,6·104 кДж;
- Блок №4, Е1 = 8,97 · 4,6·104 + 0,71 = 41,97·104 кДж.
Е4 – энергия сгорания ПГФ, образующейся из пролитой на твердую поверхность ЖФ за счет тепловой отдачи от окружающей среды, кДж:
Е4 = G · g, (2.4)
где G – суммарная масса ЖФ, испарившейся за счет теплопритока из окружающей среды, кДж:
G`` = G · ((Fp/50) · (t/180)) (2.5)
Подставив значения в таблицу 2.5 и проведя расчеты получены следующие значения для блоков:
- Блок №1, G`` = 50 · ((130/50) · (360/180)) = 260 кДж;
- Блок №2, G`` = 50 · ((15/50) · (360/180)) = 30 кДж;
- Блок №3, G`` = 50 · ((220/50) · (360/180)) = 440 кДж;
- Блок №4, G`` = 50 · ((35/50) · (360/180)) = 70 кДж.
Из формулы 2.4 получаем следующие значения для блоков:
- Блок №1, Е4 = 260 · 4,6·104 = 1196·104
- Блок №2, Е4 = 30 · 4,6·104 = 138·104
- Блок №3, Е4 = 440 · 4,3·104 = 1892·104
- Блок №4, Е4 = 70 · 4,6·104 = 322·104
Е – энергетический потенциал взрывоопасности, кДж:
Е = Е1 + Е4 (2.6)
Энергетический потенциал для блоков будет равен:
- Блок №1, Е = 159,1·104 + 1196·104 = 1355,1·104
- Блок №2, Е = 12,82·104 + 138·104 = 150,72·104
- Блок №3, Е = 925,6·104 + 1892·104 = 2824,6·104
- Блок №4, Е = 41,97·104 + 322·104 = 363,97·104
По значениям общих энергетических потенциалов взрывоопасности Е определяются величины приведенной массы и относительного энергетического потенциала.
Общая масса горючих паров взрывоопасного парогазового облака m:
m = E/ 4,6·104, (2.7)
- Блок №1, m = 1355,1·104/ 4,6·104 = 294,5
- Блок №2, m = 150,72·104/ 4,6·104 = 32,7
- Блок №3, m = 2824,6·104/ 4,6·104 = 614,1
- Блок №4, m = 363,97·104/ 4,6·104 = 79,1
Относительный энергетический потенциал взрывоопасности:
Qв = (1/16,534) · 3√Е (2.8)
- Блок №1, Qв = (1/16,534) * 3√1355,1*104 = 14,5
- Блок №2, Qв = (1/16,534) * 3√150,72*104 = 6,9
- Блок №3, Qв = (1/16,534) * 3√2824,6*104 = 18,5
- Блок №4, Qв = (1/16,534) * 3√363,97*104 = 9,3
По значению Qв и m осуществляется категорирование технологических блоков по таблице №4 ПБ 09-540-03.
Блоки №1, №2, №3, №4 Бикинской нефтебазы относятся к III категории взрывоопасности.
Расчет действующей во взрыве массы вещества и радиусов зон разрушений.
Масса парогазовых веществ, участвующих во взрыве:
m` = z · m, (2.9)
- Блок №1, m` = 0,1 · 294,5 = 29,45 кг;
- Блок №2, m` = 0,3 · 32,7 = 9,81 кг;
- Блок №3, m` = 0,1 · 614,1 = 61,41 кг;
- Блок №4, m` = 0,1 · 79,1 = 7,91 кг.
Тротиловый эквивалент взрыва парогазовой среды.
WT = (0,4g`/ 0,9gT) · z · m, (2.10)
Где gT = 0,419·104 – удельная энергия взрыва ТНТ (тротила), кДж/кг:
- Блок №1, WT = (0,4 · 4,3·104/ 0,9 · 0,419·104) · 0,1 · 294,5 = 134,3 кг;
- Блок №2, WT = (0,4 · 4,3·104/ 0,9 · 0,419·104) · 0,3 · 32,7 = 44,7 кг;
- Блок №3, WT = (0,4 · 4,3·104/ 0,9 · 0,419·104) · 0,1 · 614,1 = 279,9 кг;
- Блок №4, WT = (0,4 · 4,3·104/ 0,9 · 0,419·104) · 0,1 · 79,1 = 36,1 кг.
Радиусы зон разрушения:
R0 = 3√WT/(1 +(3180/WT)2)1/6, (2.11)
- Блок №1, R0 = 3√134,3/(1 +(3180/134,3)2)1/6 = 1,78 м;
- Блок №2, R0 = 3√44,7/(1 +(3180/44,7)2)1/6 = 0,85 м;
- Блок №3, R0 = 3√279,9/(1 +(3180/279,9)2)1/6 = 2,9 м;
- Блок №4, R0 = 3√36,1/(1 +(3180/36,1)2)1/6 = 0,62 м;
R1 = K1 · R0
R2 = K2 · R0
R3 = K3 · R0
R4 = K4 · R0
R5 = K5 · R0
Kn – безразмерный коэффициент, характеризующий воздействие взрыва на объект равный соответственно – 3,8м, 5,6м, 9,6м, 28м, 56м.
Таблица 2.3 – Радиусы зон разрушения для блоков
|
Блоки |
R1 |
R2 |
R3 |
R4 |
R5 |
|
Блок №1 |
3,8·1,78=6,7 |
5,6·1,78=9,9 |
9,6·1,78=17,1 |
28·1,78=49,8 |
56·1,78=99,6 |
|
Блок №2 |
3,8·0,85=3,2 |
5,6·0,85=4,7 |
9,6·0,85=8,1 |
28·0,85=23,8 |
56·0,85=47,6 |
|
Блок №3 |
3,8·2,9=11,02 |
5,6·2,9=16,2 |
9,6·2,9=27,8 |
28·2,9=81,2 |
56·2,9=162,4 |
|
Блок №4 |
3,8·0,62=2,3 |
5,6·0,62=5,3 |
9,6·0,62=5,9 |
28·0,62=17,4 |
56·0,62=34,8 |
Полное разрушение (R1): разрушение и обрушение всех элементов зданий и сооружений. Для административно-бытовых зданий и зданий управления обычных исполнений процент выживания людей – 30%, для производственных зданий и сооружений обычных исполнений – 0%.
Сильное разрушение (R2): разрушение части стен и перекрытий верхних этажей, образование трещин в стенах, деформация перекрытий нижних этажей. Возможно ограниченное использование сохранившихся подвалов после расчистки выходов. Для административно-бытовых зданий и зданий управления обычных исполнений процент выживания людей – 85%, для производственных зданий и сооружений обычных исполнений – 2%.
Среднее разрушение (R3): разрушение второстепенных элементов (крыши, перегородок и дверных заполнений). перекрытия, как правило, не обрушаются. Часть помещений пригодна для использования после расчистки обломков и проведения ремонта. Для административно-бытовых зданий и зданий управления обычных исполнения процент выживания людей – 94%, для производственных зданий и сооружений обычных исполнений – 40%.
Слабое разрушение (R4): разрушение оконных и дверных заполнения, перегородок. Подвалы и нижние этажи полностью сохраняются и пригодны для временного использования после уборки мусора и заделки проемов. Для административно-бытовых зданий и зданий управления обычных исполнений процент выживания людей – 98%, для производственных зданий и сооружений обычных исполнений – 90%.
Расстекление (R5): разрушение стекольных заполнений. Процент выживания людей – 100%.
Из анализа таблиц делаем вывод, что основными поражающими факторами при аварии на территории нефтебазы, исходным событием которой является разрушение технологического оборудования какого-либо блока, являются: избыточное давление во фронте воздушной ударной волны при взрыве топливно-воздушного облака, тепловое воздействие от огненного шара или пожара пролива. На ситуационном плане нефтебазы указаны границы возможных радиусов разрушений.
2.4 Обязанности организации объекта в области промышленной безопасности
Так как нефтебаза относится к опасному промышленному объекту, организация объекта обязана в обязательном порядке разрабатывать декларацию промышленной безопасности /13/.
Разработка декларации промышленной безопасности предполагает всестороннюю оценку риска аварии и, связанной с нею, угрозы; анализ достаточности принятых мер по предупреждению аварий, по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте; разработку мероприятий, направленных на снижение масштаба последствий аварии и размера ущерба, нанесенного в случае аварии на опасном производственном объекте /13/.
Организация объекта, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:
1. Иметь лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта;
2. Обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;
3. Допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;
4. Обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;
5. Иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;
6. Организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;
7. Обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;
8. Обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;
9. Обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ;
10. Заключать договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта;
11. Приостанавливать эксплуатацию опасного производственного объекта самостоятельно или по предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте, а также в случае обнаружения вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность;
12. Осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварии;
13. Принимать участие в техническом расследовании причин аварии на опасном производственном объекте, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий;
14. Анализировать причины возникновения инцидента на опасном производственном объекте, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных инцидентов;
15. Своевременно информировать в установленном порядке федеральный орган исполнительной власти, специально уполномоченный в области промышленной безопасности, его территориальные органы, а также иные органы государственной власти, органы местного самоуправления и население об аварии на опасном производственном объекте;
16. Принимать меры по защите жизни и здоровья работников в случае аварии на опасном производственном объекте;
17. Вести учет аварий и инцидентов на опасном производственном объекте.
В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана /13/:
1. Планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте;
2. Заключать с профессиональными аварийно - спасательными службами или с профессиональными аварийно - спасательными формированиями договоры на обслуживание, а в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, создавать собственные профессиональные аварийно - спасательные службы или профессиональные аварийно - спасательные формирования, а также нештатные аварийно - спасательные формирования из числа работников;
3. Иметь резервы финансовых средств и материальных ресурсов для локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с законодательством Российской Федерации;
4. Обучать работников действиям в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;
5. Создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии и поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии.
Организация объекта выполняет свои обязанности в области промышленной безопасности.
2.5 Обязанности организации объекта в области пожарной безопасности
Предприятие имеет право /15/:
1. Создавать, реорганизовывать и ликвидировать в установленном порядке подразделения пожарной охраны, которые содержит за счет собственных средств, в том числе на основе договоров с Государственной противопожарной службой;
2. Вносить в органы государственной власти и органы местного самоуправления предложения по обеспечению пожарной безопасности;
3. Проводить работы по установлению причин и обстоятельств пожаров, происшедших на предприятии;
4. Устанавливать меры социального и экономического стимулирования обеспечения пожарной безопасности;
5. Получать информацию по вопросам пожарной безопасности, в том числе в установленном порядке от органов управления и подразделений пожарной охраны.
Предприятие обязано /15/:
1. Соблюдать требования пожарной безопасности, а также выполнять предписания, постановления и иные законные требования должностных лиц пожарной охраны;
2. Разрабатывать и осуществлять меры по обеспечению пожарной безопасности;
3. Проводить противопожарную пропаганду, а также обучать своих работников мерам пожарной безопасности;
4. Включать в коллективный договор (соглашение) вопросы пожарной безопасности;
5. Содержать в исправном состоянии системы и средства противопожарной защиты, включая первичные средства тушения пожаров, не допускать их использования не по назначению;
6. Создавать и содержать в соответствии с установленными нормами органы управления и подразделения пожарной охраны, в том числе на основе договоров с Государственной противопожарной службой;
7. Оказывать содействие пожарной охране при тушении пожаров, установлении причин и условий их возникновения и развития, а также при выявлении лиц, виновных в нарушении требований пожарной безопасности и возникновении пожаров;
8. Предоставлять в установленном порядке при тушении пожаров на территории предприятия необходимые силы и средства, горюче-смазочные материалы, а также продукты питания и места отдыха для личного состава пожарной охраны, участвующего в выполнении боевых действий по тушению пожаров, и привлеченных к тушению пожаров сил;
9. Обеспечивать доступ должностным лицам пожарной охраны при осуществлении ими служебных обязанностей на территории, в здания, сооружения и на иные объекты предприятия;
10. Предоставлять по требованию должностных лиц Государственной противопожарной службы сведения и документы о состоянии пожарной безопасности на предприятии, в том числе о пожарной опасности производимой продукции, а также о происшедших на ее территории пожарах и их последствиях;
11. Незамедлительно сообщать в пожарную охрану о возникших пожарах, неисправностях имеющихся систем и средств противопожарной защиты, об изменении состояния дорог и проездов;
12. Содействовать деятельности добровольных пожарных.
Ответственность за нарушение требований пожарной безопасности в соответствии с действующим законодательством несут /15/:
1. Собственники имущества;
2. Лица, уполномоченные владеть, пользоваться или распоряжаться имуществом, в том числе руководители предприятий;
3. Лица, в установленном порядке назначенные ответственными за обеспечение пожарной безопасности;
4. Должностные лица в пределах их компетенции.
Организация объекта выполняет свои обязанности в области пожарной безопасности.
2.6 Обязанности организации объекта производящего транспортировку и хранение нефти и её производных
Организация объекта обязана /16/:
1. Создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проводить аттестацию указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно - спасательными формированиями (службами), выполняющими работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, имеющими соответствующие лицензии и (или) аттестованными в установленном порядке;
2. Немедленно оповещать в установленном порядке соответствующие органы государственной власти и органы местного самоуправления о фактах разливов нефти и нефтепродуктов и организовывать работу по их локализации и ликвидации;
3. Иметь резервы финансовых средств и материально - технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
4. Обучать работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов;
5. Содержать в исправном состоянии технологическое оборудование, заблаговременно проводить инженерно - технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и нефтепродуктов и (или) снижение масштабов опасности их последствий;
6. Принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти и нефтепродуктов;
7. Разрабатывать декларацию промышленной безопасности опасных производственных объектов;
8. Организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте;
9. Проводить корректировку планов при изменении исходных данных;
10. Допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;
11. Создавать и поддерживать в готовности системы обнаружения разливов нефти и нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения.
Все вышеперечисленные обязанности организация объекта выполняет.
2.7 Уровни реагирования на ЧС
Уровни реагирования на ЧС(Н) определяются уровнями ЧС, которые зависят от местоположения разлива, вида нефтепродуктов, их объема и последствий аварий. При локализации проливов нефтепродуктов и ЧС(Н) используется уровневый подход, который позволяет обеспечить управление мероприятиями ЛРН наиболее экономичным и эффективным способом. Уровни ЧС(Н) и реагирование на них представлены в таблице 2.4 /17/.
Таблица 2.4 - Уровни ЧС(Н) и реагирование на них
|
Уровень реагирования |
Значение ЧС |
Ответственность за ликвидацию разлива нефтепродуктов |
|
А. Аварийный |
Авария |
Старший смены (оператор нефтебазы), управляющий нефтебазы |
|
Б. Локальный |
Локальная |
Управляющий нефтебазы, КЧС и ОПБ Организации, КЧС и ОПБ органа местного самоуправления |
|
В. Местный |
Муниципальная (Местная) |
КЧС и ОПБ Организации, КЧС и ОПБ органа местного (муниципального) самоуправления (района, города областного подчинения) |
|
Уровень реагирования |
Значение ЧС |
Ответственность за ликвидацию разлива нефтепродуктов |
|
Г.Территориальный |
Территориальная |
КЧС и ОПБ Организации, КЧС и ОПБ субъекта Российской Федерации |
|
Д. Региональный |
Региональная |
КЧС и ОПБ Организации, КЧС и ОПБ субъектов Российской Федерации или Межведомственная комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций |
Уровень А. Аварийный. Аварийная ситуация характеризуется развитием в пределах одного блока объекта (цеха, установки, производственного участка), являющегося структурным подразделением организации /17/. Уровень реагирования «А» соответствует, аварийной ситуации на нефтебазе, связанной с разливом нефтепродукта на разливочном, проливом или переливом при приеме нефтепродуктов, не подпадающий под характеристики ЧС локального значения. Локализация и ликвидация разлива нефтепродуктов проводится силами и техническими средствами объекта на котором произошел разлив и эксплуатирующей Организации.
Уровень Б. Локальный. Аварийная ситуация характеризуется переходом за пределы одного блока объекта (цеха, установки, производственного участка) и развитием ее в пределах Организации, но не входит за пределы границ объекта /17/. Уровень реагирования «Б» соответствует ЧС локального значения. Локализация разлива нефти и нефтепродуктов проводится АСФ(Н) и техническими средствами Организации, на объекте которой произошел разлив. При отсутствии или недостатке сил и специальных технических средств ликвидации разлива, к работам по ЛРН на договорной основе привлекаются АСФ(Н), а также силы подрядных организаций по ЛРН, имеющие соответствующие лицензии.
Уровень В. Местный. Аварийная ситуация характеризуется развитием и выходом за пределы территории Организации, возможностью воздействия поражающих факторов на население близлежащих населенных пунктов и другие организации (объекты), а также окружающую среду /17/. Соответствует ЧС местного (муниципального) значения. Локализация и ликвидация разлива нефтепродуктов проводится силами и техническими средствами Организации, на объекте которой произошел разлив, с привлечением профессиональных аварийно-спасательных формирований (служб) муниципального образования, сил подрядных организаций по ЛРН, имеющих соответствующие лицензии.
Уровень Г. Территориальный. Аварийная ситуация характеризуется развитием и выходом за пределы территории Организации, возможностью воздействия поражающих факторов на население близлежащих населенных пунктов и другие организации (объекты), а также окружающую среду /17/. Масса разлива не превышает 1000 тонн. Разлив охватывает территорию одного субъекта Российской Федерации. Соответствует ЧС территориального значения. Локализация и ликвидация разлива нефтепродуктов проводится силами и техническими средствами Организации, на объекте которой произошел разлив, с привлечением профессиональных аварийно-спасательных формирований (служб) субъекта Российской Федерации (смежных субъектов), сил подрядных организаций по ЛРН, имеющих соответствующие лицензии.
Уровень Д. Региональный. Аварийная ситуация характеризуется развитием и выходом за пределы территории Организации, возможностью воздействия поражающих факторов на население близлежащих населенных пунктов и другие организации (объекты), а также окружающую среду /17/. Масса разлива не превышает 5000 тонн. Разлив охватывает территорию двух субъектов Российской Федерации. Соответствует ЧС регионального значения. Локализация и ликвидация разлива нефтепродуктов проводится силами и техническими средствами Организации, на объекте которой произошел разлив, с привлечением профессиональных аварийно-спасательных формирований (служб) субъектов Российской Федерации, сил подрядных организаций по ЛРН, имеющих соответствующие лицензии. При разливах нефтепродуктов, приобретающих региональное значение, Министр Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий вправе принять решение о созыве Межведомственной комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций.
Порядок оповещения при ЧС(Н) территориального, локального и муниципального уровней /10/:
1. Пожарная служба
2. Руководитель нефтебазы
3. Диспетчер Организации
4. Руководитель Организации
5. Специализированные АСФ (Н)
6. ГУ МЧС России по Хабаровскому краю
7. КЧС и ОПБ Хабаровского края
8. Отдел по делам ГО и ЧС Бикинского района
9. Скорая медицинская помощь
10. РЭО ГИБДД ГОВД Бикинского района
11. КЧС и ОПБ Бикинского района
12. Председатель КЧС и ОПБ Организации
13. Дальневосточное управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
Таким образом, на нефтебазе города Бикин могут случиться ЧС(Н) уровней: локального, местного (муниципального), территориального, регионального.
2.8 Структура комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности, эвакуационной комиссии
Руководство работами по локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов осуществляется комиссией по чрезвычайным ситуациям. Эти работы проводятся круглосуточно в любую погоду. Смена состава формирований (подразделений), создаваемых организациями, проводится непосредственно на рабочих местах /18/.
Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности является координационным органом, образованным для обеспечения согласованности действий органов исполнительной власти, государственных и иных организаций в целях реализации единой политики в области предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера и обеспечению пожарной безопасности.
В состав комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности входят:
1. Председатель КЧС и ОПБ - заместитель генерального директора по техническим вопросам;
2. Заместитель председателя комиссии – заместитель главного инженера Общества по техническому обслуживанию АЗС и логистики;
3. Начальник штаба по делам ГО ЧС и ПБ - начальник отдела охраны труда, промышленной безопасности и экологии общества;
4. Помощник начальника штаба по делам ГО ЧС и ПБ - главный специалист по ГО и ЧС отдела охраны труда, пожарной безопасности и экологии Общества;
5. Начальник аварийно-спасательной службы – начальник газоспасательной и противопожарной служб Общества;
6. Начальник службы материально-технического обеспечения - начальник отдела снабжения Общества;
7. Начальник автотранспортной службы - начальник автотранспортного цеха нефтебазы;
8. Начальник службы оповещения и охраны общественного порядка - начальник охраны Общества.
Комиссия по ЧС и ПБ в своей работе руководствуется Положением о КЧС ПБ ОАО «Хабаровскнефтепродукт».
В состав эвакуационной комиссии входят:
1. Председатель эвакуационной комиссии – заместитель генерального директора по работе с персоналом;
2. Заместитель председателя эвакуационной комиссии – ведущий специалист по кадрам отдела учета и развития персонала Общества.
Эвакуационная комиссия в своей работе руководствуется Положением об эвакуационной комиссии ОАО «Хабаровскнефтепродукт».
Решение о локализации разлива принимается председателем КЧС и ОПБ (руководителем ЛРН) по согласованию с генеральным директором Организации на основе оценки уточненных параметров объема, площади разлива нефти и нефтепродуктов, динамики их поведения в окружающей среде, гидрометеорологических условий, рельефа и с учетом прогнозов возможных направлений и скоростей распространения.
КЧС и ОПБ принимаются решения экстренного порядка по защите населения, оказанию помощи пострадавшим, локализации разлитой нефти и нефтепродукта и устранению причины ее утечки.
На оперативном совещании председатель КЧС и ОПБ информирует членов Комиссии о факте разлива и сложившейся обстановке и ставит задачи, которые должны быть выполнены немедленно всеми имеющимися силами и средствами.
Председатель Комиссии объясняет цели и объемы предстоящих действий, уточняет и ставит конкретные задачи, которые предстоит решать отдельным участникам, участкам и подрядным организациям.
Предотвращение загрязнения территории нефтебазы и локализация разливов нефтепродуктов достигается планировкой территории, а их выход за пределы производственных площадок – обвалованием резервуаров.
Выбор способов локализации зависит от условий конкретного разлива, его объема и типа поверхности, подвергшейся загрязнению. На основе сложившейся обстановки проводится расчет времени, определяется метод работы, порядок проведения мероприятий и расстановка организаций, подразделений, привлекаемых для проведения работ, осуществляется ориентирование подчиненных и взаимодействующих органов управления о предстоящих действиях.
Таким образом, своевременное выполнение задач, поставленных председателем КЧС и ОПБ, всеми имеющимися силами и средствами, позволит быстро локализовать случившуюся чрезвычайную ситуацию.
2.9 Состав сил и средств НАСФ
Руководство организации обязано создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проводить аттестацию указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями (службами), выполняющими работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, имеющими соответствующие лицензии и (или) аттестованными в установленном порядке /10/.
На Бикинской нефтебазе создана патрульная группа в составе 2 человека. Имеющиеся возможности позволяют им осуществить предварительное обследование территории в зоне разлива и доложить руководству нефтебазы о масштабах ЧС.
Основными задачами НАСФ являются:
1. Аварийная остановка производства в случаях, предусмотренных планами локализации аварийных ситуаций;
2. Ведение работ по локализации аварийных ситуаций в условиях загазованной среды с применением изолирующих средств индивидуальной защиты (ИСИЗ);
3. Спасение людей и оказание им первой медицинской помощи до прибытия профессиональных спасателей или медицинского персонала;
4. Участие в локализации аварии и ликвидации ее последствий под руководством руководителя работ;
5. Участие в выполнении газоопасных работ, требующих применения ИСИЗ.
Исходя из вышеуказанных задач нештатное газоспасательное формирование проводит следующие мероприятия:
- поддержания в постоянной готовности спасателей к проведению работ в экстренной ситуации;
- систематическая отработка на учебно-тренировочных занятиях (не реже 1раза в квартал) действий по позициям ПЛАС;
- поддержание в исправном состоянии и постоянной готовности средств индивидуальной зашиты и другого спасательного снаряжения;
- проведение плановых теоретических занятий (1 раз в квартал) и тренировок в средствах индивидуальной защиты (1 раз в месяц);
- поддержание в постоянной готовности и исправном состоянии специального технического имущества и пополнения расходных материалов.
После получения сообщения о разливе нефтепродуктов, при необходимости, руководитель аттестованных НАСФ проводит сбор и выезд патрульной (разведывательной) группы для контрольного осмотра технологического оборудования объекта нефтепродуктообеспечения и прилегающих участков с целью определения точного места и масштабов аварии.
Патрульная группа, направленная для контрольного визуального осмотра места разлива и прилегающих участков территории (акватории) для определения точного места аварии, ее масштабов должна иметь необходимое оборудование, инструмент, инвентарь. Первичные средства пожаротушения приведено в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Минимальное оснащение патрульной группы АСФ
|
Наименование |
Количество |
|
|
Газоанализатор переносной |
шт. |
1 |
|
Лопата штыковая |
шт. |
1 |
|
Лопата совковая |
шт. |
1 |
|
Обтирочный материал |
кг |
1 |
|
Канат пеньковый с карабином |
м |
20 |
|
Рукавицы брезентовые |
пар./чел. |
1 |
|
Сумка санитарная с набором медикаментов |
компл. |
1 |
|
Фонарь искробезопасный |
шт. |
2 |
|
Радиостанция |
шт. |
1 |
|
Технологическая схема объекта |
шт. |
1 |
|
Флажки, сигнальные или предупредительные знаки (плакаты) |
шт./чел |
10 |
|
Средства индивидуальной защиты (в т.ч. самоспасатели) |
компл./чел |
1 |
При обнаружении разлива нефтепродуктов старший патрульной группы сообщает руководителю (диспетчеру) дежурно-диспетчерской службы Организации (диспетчеру подразделения ЛРН), а в случае отсутствия связи начальнику смены (оператору пульта управления ЕДДС) о точном месте аварии, обстановке на местности, характере растекания нефтепродуктов, наличие вблизи места аварии людей. После уточнения установки на месте ЧС(Н) разведывательная группа ограждает место аварии по периметру газоопасной зоны (на расстоянии не менее 200 м от границы разлива) знаками, запрещающими приближение людей и техники к месту ЧС(Н). Вблизи населенных пунктов, производственных объектов, на пересечениях с автомобильными, пешеходными и железными дорогами, должны устанавливаться предупредительные и запрещающие знаки. Их количество выбирается из расчета их видимости с любой точки периметра опасной зоны. Места разлива нефтепродуктов могут ограждаться, красными флажками, а в темное время суток – световыми сигналами и освещаться фонарями напряжением не более 12В с уровнем взрывозащиты, соответствующим категории и группе взрывоопасной смеси. При дальнейшей разведке местности устанавливаются подъезды к местам разлива, определяются меры безопасности /10/.
Формирования на объекте и профессиональные аварийно-спасательные формирования имеют все необходимое оснащение, что позволяет проводить работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.
2.10 Средства пожаротушения
В соответствии с Федеральным законом «О пожарной безопасности» от 21.12.1994г. № 69-ФЗ, на опасном промышленном объекте должны быть разработаны и осуществлены меры по обеспечению пожарной безопасности /15/.
На территории нефтебазы имеются пожарные щитки, пожарный водопровод.
Противопожарная защита Бикинской нефтебазы обеспечивается первичными средствами пожаротушения (табл. 2.6), а так же источниками противопожарного водоснабжения:
- водоемы 1 шт. (100 м3);
- пожарные гидранты – 5 шт;
- мотопомпа МП-1600 – 1 шт.
Таблица 2.6 – Первичные средства пожаротушения
|
Наименование |
Количество |
Наименование |
Количество |
|
Огнетушители ОУ-2 |
3 шт. |
Кошма |
2,5 м2 |
|
Огнетушители ОП-100 |
1 шт. |
Набор омедненного инструмента |
1 набор |
|
Огнетушители ОП-50 |
6 шт. |
Емкости с песком |
70 тонн |
|
Огнетушители ОПУ-2 |
14 шт. |
Лом |
2 шт. |
|
Огнетушители ОВП-10 |
8 шт. |
Пояс монтажный |
2 шт. |
|
Огнетушители ОУ-5 |
6 шт. |
Веревки |
50 м |
|
Противогаз шланговый |
2 шт. |
Техническая пластина |
1,5 м2 |
|
Лопата |
10 шт. |
Пояс спасательный |
1 шт. |
Помимо этого для проведения ЛРН могут быть задействованы:
- автомобиль «Газель» - 1 ед;
- ассенизирующая машина Газ-53 – 1 ед. для откачки пролитого нефтепродукта;
- грузовые автомобили – 2 ед. для перевозки сорбентов и песка;
- бензовозы: МАЗ 5337 (10 м3) – 2 ед; ПАЗС ЗИЛ 130 (6 м3) – 2 ед; Камаз 53229 (16 м3) – 2 ед. для перекачки повреждений;
- экскаватор ЭО 3223 – 1 ед., бульдозер Т170 – 1 ед., фронтальный погрузчик LX-80 Hitachi – 1ед. для выполнения работ по обслуживанию утечки топлива;
- автокран МАЗ 5334 СМК 101 для выполнения погрузо-разрузочных работ.
Проведение работ по ЛРН при разливах, которые могут быть квалифицированы как ЧС, может быть возложено только на аттестованные АСФ(Н). Руководством нефтебазы заключен договор с ОАО «Центр аварийно-спасательных работ» (ОАО «ЦАСЭО») по обслуживанию и на выполнение работ связанных с обеспечением безопасности, ликвидации и локализации аварийных разливов нефтепродуктов на территории нефтебазы. ОАО «ЦАСЭО» имеет соответствующие разрешительные документы, необходимые силы и средства, для проведения аварийно-спасательных работ, в том числе боновое ограждение.
2.11 Сведения о наличии запасов ГО. Организация обучения в области ГОЧС
Сведения о наличии запасов ГО нефтебазы приведены в таблице 2.7
Таблица 2.7 – Имеющееся количество запасов ГО на Бикинской нефтебазе
|
Наименование материальных ресурсов |
Ед. измерения |
Объем накопления |
|
Материалы и оборудование |
||
|
Песок |
т |
100 |
|
Кабель электрический |
км |
0,5 |
|
Трубы |
т |
8 |
|
Насосы разные |
К - т |
4 |
|
Арматура осветительная |
К - т |
50 |
|
Вентили разных диаметров |
Шт. |
40 |
|
Хомуты разных диаметров |
Шт. |
40 |
|
Задвижки разные |
Шт. |
22 |
|
Шланг пожарный |
Км. |
0,4 |
|
Пенообрзователь |
т |
1 |
|
Шанцевый инструмент |
Шт. |
20 |
|
Электроды разные |
кг |
25 |
|
Средства индивидуальной защиты |
||
|
Противогазы фильтрующие |
К - т |
35 |
|
Противогазы шланговые |
К - т |
10 |
|
Респираторы |
Шт. |
35 |
|
Средства локализации аварийных розливов нефтепродуктов |
||
|
Дисперант |
Литр |
100 |
|
Боновые заграждения |
м |
100 |
Состав средств ЛРН на Бикинской нефтебазе может комплектоваться как сервисными комплектами, так и отдельными техническими средствами. Основными средствами ликвидации разлива моторных топлив являются сорбенты и сорбционные изделия.
Организация обучения в области ГОЧС /10/:
1. Обучение работников ОАО "Хабаровскнефтепродукт" в области Гражданской обороны и защиты от чрезвычайных ситуаций организуется в соответствии с Федеральными законами от 21.12.1994 года № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», от 12.02.1998 года № 28-ФЗ «О гражданской обороне», в соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 04.09.2003 года № 547 «О подготовке населения в области защиты от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» и от 02.11.2000 года № 841 «Об утверждении Положения об организации обучения населения в области гражданской обороны».
2. Основные задачи обучения работников в области гражданской обороны и защиты от чрезвычайных ситуаций:
- обучение правилам поведения и способам защиты от чрезвычайных ситуаций мирного времени и от опасностей возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.
- порядку действий по сигналам оповещения, приемам оказания первой медицинской помощи, правилами пользования коллективными и индивидуальными средствами защиты;
- совершенствование навыков по организации и проведению мероприятий по гражданской обороне, а также навыков по подготовке и управлению силами предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций на филиалах;
- овладение личным составом нештатных формирований приемами и способами действий по защите персонала и материальных ценностей филиалов от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий;
- выработку умений и навыков для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ, практическое усвоение работниками в составе сил предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций объектов своих обязанностей при действиях в чрезвычайных ситуациях.
3. Обучение организуется и осуществляется в зависимости от степени участия работников в выполнении задач гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, требований к уровню их знаний, умений и навыков по следующим группам:
а) генеральный директор ОАО "Хабаровскнефтепродукт", директора и должностные лица филиалов, председатели и члены комиссий по чрезвычайным ситуациям и повышению устойчивости функционирования, руководители эвакуационных органов;
б) личный состав нештатных формирований ГО;
в) работники филиалов, не входящие в состав формирований ГО.
Обучение проводится в рамках единой системы подготовки населения в области гражданской обороны, защиты от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера с использованием следующих форм обучения (по группам обучаемых).
4.1. Для руководящего состава филиалов:
а) самостоятельная подготовка;
б) обучение в учебно-методическом центре гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям (УМЦ ГОЧС) МЧС России по краю и на курсах Гражданской обороны категорированных городов (при назначении на должность, в последующем - 1 раз в 5 лет);
в) участие в учениях, тренировках и других плановых мероприятиях по гражданской обороне.
4.2. Для личного состава формирований ГО:
а) повышение квалификации для руководителей формирований в УМЦ ГОЧС края и на курсах гражданской обороны категорированных городов;
б) занятия по гражданской обороне по месту работы;
в) участие в учениях и тренировках по гражданской обороне.
4.3. Для работников филиалов, не входящих в состав формирований ГО:
а) занятия по гражданской обороне по месту работы;
б) участие в учениях, тренировках и других плановых мероприятиях по гражданской обороне;
в) индивидуальное изучение способов защиты от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.
К проведению занятий привлекаются должностные лица, инженерно-технические работники филиалов, начальники цехов и участков, члены комиссий по чрезвычайным ситуациям, а также другие подготовленные лица.
5. Для проведения текущей подготовки различных групп обучаемых (самостоятельная подготовка и подготовка в учебных группах по месту работы) устанавливается следующее количество учебных часов:
- для личного состава формирований (включая руководителей) – 20 часов в год, в том числе 14 часов общей тематики и 6 часов специальной подготовки. Руководители этих занятий - командиры нештатных АСФ.
- для работников, не входящих в состав формирований – 14 часов в год. Руководители занятий - начальники отделов, цехов.
Учебный год начинается в январе и заканчивается в ноябре. Зимний период обучения заканчивается в мае, летний период обучения начинается с июля месяца.
После изучения тематики ГО, организуется зачет и проведение тренировки с рабочими и служащими по заполнению защитного сооружения; с руководящим составом филиалов проводятся тренировки с отработкой трех обязательных вопросов: оповещение, экстренная эвакуация, жизнеобеспечение персонала.
6. В целях практической подготовки в области гражданской обороны и защиты от чрезвычайных ситуаций планируются и проводятся:
- командно-штабные учения или штабные тренировки ежегодно продолжительностью до одних суток;
- тактико-специальные учения продолжительностью до восьми часов – один раз в три года;
- комплексные учения продолжительностью до двух суток – один раз в три года. Перед комплексными учениями планируются и проводятся командно-штабные учения.
Все проводимые учения позволяют закреплять основные правила поведения и способы защиты от чрезвычайных ситуаций мирного времени и от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.
2.12 Планово-предупредительные мероприятия по предотвращению возможных ЧС
Планово-предупредительные мероприятия по предотвращению возможных разливов нефти включает три основные группы мероприятий:
- проектно-строительные;
- эксплуатационно-технические;
- организационные.
1. Проектно-строительные мероприятия включают:
- блокировку насосного оборудования при превышении предельного уровня нефтепродукта в резервуарах, при превышении расчетного давления в трубопроводах, при падении давления в трубопроводах вследствие разгерметизации последних;
- контроль технологических параметров - уровневых, температурных, скоростных, концентрационных и т. д.
2. Эксплуатационно-технические мероприятия включают:
- систематический контроль и надзор за герметичностью технологического оборудования, сальниковых устройств, фланцевых соединений, съемных деталей, люков резервуаров и т. д.;
- соблюдение технологического регламента при эксплуатации оборудования и требований рабочих технологических карт при перекачке нефтепродуктов;
- своевременное и качественное выполнение планово-предупредительных ремонтов технологического оборудования;
- повышение культуры эксплуатации и технического ухода за оборудованием;
- организацию резерва запасных частей и узлов оборудования.
3. Организационные мероприятия включают:
- обучение и периодическую аттестацию обслуживающего персонала;
- систематическое повышение квалификации производственного персонала;
- обучение персонала мерам по предотвращению развития аварии, локализации аварийных разливов и их ликвидации;
- периодическое проведение тренировок и учений.
Вся проводимые мероприятия на объекте дают возможность обезопасить оборудование, сооружения от возможных чрезвычайных ситуаций любого характера.
2.13 Организационно – технические решения, направленные на повышение противоаварийной устойчивости Бикинской нефтебазы
Описание решений, направленных на исключение разгерметизации оборудования и предупреждения аварийных выбросов опасных веществ.
Для исключения разгерметизации резервуаров, оборудования, трубопроводов и предупреждения аварийных выбросов опасных веществ из-за выхода технологических параметров за установленные пределы, приняты следующие технические решения:
- резервуары оснащены приборами замера уровня «Струна»;
- технологическое оборудование, трубопроводы, арматура, фланцевые соединения выполнены в соответствии с требованиями нормативных документов в зависимости от режима технологического процесса, физико-химических свойств веществ, обращающихся в системах.
Для исключения разгерметизации оборудования и трубопроводов в результате коррозии и предупреждения аварийных выбросов опасных веществ, предусмотрен следующий комплекс мероприятий:
- применение конструкционных материалов по коррозийной стойкости и работоспособности в условиях требуемых давлений и температур, соответствующих условиям эксплуатации;
- контроль за уровнем коррозийного износа резервуаров, оборудования и трубопроводов осуществляется отделом технического надзора и лабораторией неразрушающих методов контроля с применением современных методов дефектоскопии: гамма- и рентгеноконтроль качества сварных швов, цветная и магнитопорошковая дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия;
- толщина стенок резервуаров емкостного оборудования и трубопроводов определены с учетом расчетного срока эксплуатации и соответствующей прибавки для компенсации коррозии;
- наружная поверхность емкостей и трубопроводов имеет антикоррозийное покрытие.
Для исключения разгерметизации емкостного оборудования и трубопроводов в результате физического износа или механического повреждения и предупреждения аварийного выброса опасных веществ, предусмотрены следующие мероприятия:
- постоянный (перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через 2 часа) внешний осмотр оборудования и трубопроводов с целью выявления свищей, неплотностей и т.п.;
- проведение частичного и полного технического освидетельствования емкостного оборудования силами специализированной организации;
- проведение планово - предупредительного ремонта в соответствии с графиком, а так же контроль за качеством его проведения со стороны производственного контроля;
- проведение экспертизы промышленной безопасности резервуаров, отработавший установленный эксплуатационный ресурс, с целью определения их технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации;
- обязательное проведение опрессовки технологических трубопроводов на герметичность с последующим испытанием на прочность после ремонта.
Для исключения разгерметизации оборудования и трубопроводов, и предотвращения аварийных выбросов опасных веществ из-за повышенной вибрации и обвязке насосных агрегатов проводится вибродиагностический контроль оборудования (в рабочем состоянии).
После ремонта проводится обкатка насосного оборудования на холостом ходу с замером уровня вибрации агрегатов.
Для обеспечения нормальной эксплуатации технологических объектов нефтебазы в зимних условиях, исключающей разгерметизацию технологической системы вследствие размораживания трубопроводов, выполнены следующие мероприятия:
- исправная теплоизоляция трубопроводов;
- электрообогрев шкафов КИП.
Описание решений, направленных на предупреждение развития аварий и локализацию выбросов опасных веществ.
Для предупреждения развития аварий и локализации выбросов опасных веществ на территории нефтебазы предусмотрены следующие решения:
- предусмотрено разделение нефтебазы на 4 технологических блока с целью снижения энергетического потенциала в целом по объекту. Категория блоков определена в соответствии с ПБ 09-540-03 Минимизация выбросов по каждому блоку достигается установкой на межблочных трубопроводах отсекающих устройств, в качестве которых использованы задвижки (время срабатывания не более 300с.)
- для локализации аварийной ситуации предусмотрен аварийный сброс жидких продуктов из резервуаров до минимального уровня в них соответствующими насосами в другие резервуары (резервные, свободные). Принятая схема обеспечивает минимально возможное время их освобождения.
Для исключения разлива нефтепродуктов по территории резервуарного парка нефтебазы группы резервуаров имеют защитные ограждения в виде земляного обвалования высотой равной до 1,2 м.
Описание решений, направленных на обеспечение пожаровзрывобезопасноти.
В насосной и по периметру резервуарного парка установлены сигнализаторы довзрывных концентраций паров углеводородов.
Пожарная защита объектов предприятия обеспечивается следующими мероприятиями:
- ранение нефтепродуктов выполняется в герметичных емкостях и резервуарах;
- соблюдением противопожарных разрывов между резервуарами, а так же соседними объектами;
- вокруг резервуарного парка нефтепродуктов выполнено замкнутое земляное обвалование;
- обеспечением доступа к оборудованию и возможности маневрирования пожарной и противопожарной техники в случае возникновения пожара;
- подачей воды для противопожарной защиты объектов в нормативном количестве из системы пожарных гидрантов и водоемов с запасами пожарной воды;
- в административном здании объекта и в операторной установлена пожарная сигнализация;
- все электрооблорудование и осветительная аппаратура приняты во взрывозащищенном исполнении для соответствующих категорий и групп взрывоопасных смесей;
- для предотвращения возникновения опасных электрических потенциалов все оборудование и трубопроводы имеют защитное заземление.
3 ОХРАНА ТРУДА
Мировой и отечественный опыт свидетельствует, что от 60 до 80 % травм на производстве происходит по вине самих пострадавших. Это связано с низким уровнем профессиональной подготовки по вопросам безопасности, недостаточным воспитанием, слабой установкой специалиста на соблюдение безопасности, допуском к опасным видам работ лиц с повышенным риском травматизации, пребыванием людей в состояниях, снижающих безо пасность деятельности специалиста /20/.
Под опасными производственными факторами понимают факторы, воздействие которых на работника в определенных условиях может привести к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья. Под вредными производственными факторами понимают факторы, воздействие которых на работника в определенных условиях может привести к заболеванию или снижению работоспособности.
Правовую основу охраны труда составляют законодательные акты и нормативно - правовые документы по охране труда.
В целях обеспечения соблюдения требований охраны труда, осуществления контроля за их выполнением на предприятии введена должность специалиста по охране в соответствии со статьей 217 Трудового кодекса Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ /21/.
3.1 Права работников
Каждый работник в соответствии со статьей 219 Трудового кодекса Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ имеет право на /21/:
1. Рабочее место, соответствующее требованиям охраны труда;
2. Обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний в соответствии с федеральным законом;
3. Получение достоверной информации от работодателя, соответствующих государственных органов и общественных организаций об условиях и охране труда на рабочем месте, о существующем риске повреждения здоровья, а также о мерах по защите от воздействия вредных и (или) опасных производственных факторов;
4. Отказ от выполнения работ в случае возникновения опасности для его жизни и здоровья вследствие нарушения требований охраны труда, за исключением случаев, предусмотренных федеральными законами, до устранения такой опасности;
5. Обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты в соответствии с требованиями охраны труда за счет средств работодателя;
6. Обучение безопасным методам и приемам труда за счет средств работодателя;
7. Профессиональную переподготовку за счет средств работодателя в случае ликвидации рабочего места вследствие нарушения требований охраны труда;
8. Личное участие или участие через своих представителей в рассмотрении вопросов, связанных с обеспечением безопасных условий труда на его рабочем месте, и в расследовании происшедшего с ним несчастного случая на производстве или профессионального заболевания;
9. Внеочередной медицинский осмотр (обследование) в соответствии с медицинскими рекомендациями с сохранением за ним места работы (должности) и среднего заработка во время прохождения указанного медицинского осмотра (обследования);
10. Компенсации, установленные в соответствии с настоящим Кодексом, коллективным договором, соглашением, локальным нормативным актом, трудовым договором, если он занят на тяжелых работах, работах с вредными и (или) опасными условиями труда.
Размеры компенсаций работникам, занятым на тяжелых работах, работах с вредными и (или) опасными условиями труда, и условия их предоставления устанавливаются в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, с учетом мнения Российской трехсторонней комиссии по регулированию социально-трудовых отношений.
3.2 Выдача молока
На работах с вредными условиями труда работникам выдаются бесплатно по установленным нормам молоко или другие равноценные пищевые продукты в соответствии со статьей 222 Трудового кодекса Российской федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ /21/.
Выдача работникам по установленным нормам молока или других равноценных пищевых продуктов по письменным заявлениям работников может быть заменена компенсационной выплатой в размере, эквивалентном стоимости молока или других равноценных пищевых продуктов, если это предусмотрено коллективным договором и (или) трудовым договором.
Нормы и условия бесплатной выдачи молока или других равноценных пищевых продуктов, лечебно-профилактического питания, порядок осуществления компенсационной выплаты, предусмотренной частью первой настоящей статьи, устанавливаются в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, с учетом мнения Российской трехсторонней комиссии по регулированию социально-трудовых отношений.
3.3 Средства индивидуальной и коллективной защиты рабочих
Работникам, занятым на работах с вредными условиями труда, связанными с выделением вредных веществ в воздух рабочей зоны и особыми температурными условиями, работодателем бесплатно выдаются сертифицированные специальные средства индивидуальной защиты тела (СИЗы) и органов дыхания (СИЗОД) в соответствии со статьей 17 Федерального закона «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от 17.07.1999г. № 181-ФЗ и статьей 221 «Трудовой кодекс Российской Федерации» от 30.12.2001 № 197-ФЗ /21/.
Сертифицированные СИЗ, СИЗОД и дежурные средства коллективного пользования выдаются каждому работнику индивидуально, согласно норме выдачи на год и хранятся в специально отведенном месте (гардеробе), на рабочем месте.
Все работы, связанные со стиркой, ремонтом, дегазацией, обезвреживанием, периодической проверкой на пригодность (СИЗОД) проводятся работодателем в установленные сроки или по заявке работника.
Средства индивидуальной защиты от механического травмирования делятся на несколько групп /20/. Специальная одежда, специальная обувь и средства защиты рук в свою очередь включают в себя большое число подвидов (подгрупп). Деление производится по назначению (от ударов, порезов, проколов и т.д.).
Средства индивидуальной защиты от механического травмирования:
1. Одежда специального назначения;
2. Специальная обувь;
3. Средства защиты рук;
4. Средства защиты головы;
5. Средства защиты глаз и лица;
6. Предохранительные пояса.
В таблице 3.1 приведен рекомендуемый в условиях III климатического пояса перечень средств индивидуальной защиты органов дыхания и тела для категорий рабочих профессий и должностей товарно-транспортного цеха нефтебазы.
Таблица 3.1 – Перечень средств индивидуальной защиты работающих
|
Наименование профессий и должностей |
Наименование спецодежды, спецобуви и других предохранительных средств |
Количество на год |
|
Сменный мастер; Оператор товарный 7р.; Оператор товарный 6р.; Машинист технологических насосов светлых нефтепродуктов 7р.; Машинист технологических насосов масляных 7р.; Оператор по обслуживанию блоков очистки; Оператор товарный эстакады слива масел; Грузчик; Экспедитор |
1. СИЗы 1.1 Костюм хлопчатобумажный а) мужской б) женский 1.2 Ботинки кожаные на маслобензостойкой резиновой подошве или сапоги кирзовые на маслобензостойкой подошве 1.3 Рукавицы комбинированные (резинотекстильные, нефтеморозостойкие) 1.4 Очки защитные закрытые 1.5 Каска защитная 1.6 Подшлемник под каску 1.7 Головной убор 1.8 Плащ непромокаемый На наружных работах зимой дополнительно: - Куртка х/б на утепляющей подкладке - Брюки на утепляющей подкладке - Валенки 2. СИЗОД 2.1 Противогазы фильтрующие ППФ-87 с коробкой марки БКФ ТУ 16.17-1028844-5-89 |
1 1 пара 6 пар до износа 1 на 2 года 1 1 на 3 года дежурный 1 1 на 2 года 1 на 2 года 1 пара на 2,5 года До износа (с учетом паспортных данных на коробке и результатов контроля) |
Каждой смене выдаются дежурные средства индивидуального пользования коллективной защиты: противогаз шланговый ПШ-1, ПШ-2 (1 комплект); аптечка медицинская (1 комплект); пояс предохранительный (1 шт.); спасательная веревка (1 шт.).
Степень опасности веществ и характер воздействия веществ на организм человека представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Степень опасности и характер воздействия веществ на организм человека, индивидуальные средства защиты
|
Наименование опасного вещества |
Степень опасности и характер воздействия веществ на организм человека |
Индивидуальные средства защиты |
|
1 |
2 |
3 |
|
Бензины |
3 класс опасности При вдыхании паров - головокружение, головная боль, опьянение, возбуждение, тошнота, рвота. В тяжёлых случаях судороги, потеря сознания, нарушение дыхания, запах бензина изо рта. острый психоз. При заглатывании - боли в животе, рвота, увеличение и болезненность печени, желтуха, нефропатия. При аспирации - боли в груди, кровянистая мокрота, цианоз, одышка, лихорадка, резкая слабость (токсическая пневмония). При попадании на кожу - острые и хронические воспаления. Высокая темпера тура воздуха усиливает наркотический эффект паров, а низкая - усиливает токсический эффект (для чистых бензинов). |
При эксплуатации – спецодежда, противогазы фильтрующие с коробками марок БКФ, Д, КД. При авариях - воздушно-легочные аппараты РА-94. При зачистке резервуаров шланговые изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПЩ-2. Защита кожи рук пастами типа «биологические перчатки», казеиновой эмульсией, пастой ПM-1, рукавицами. При пожаре применение защитных костюмов типа «ТОК-200». |
|
Дизельные топлива |
4 класс опасности Дизельное топливо раздражает слизистую оболочку и кожу человека. |
Для защиты тела - хлопчатобумажный костюм и рукавицы, кожаная обувь. Защита глаз -очки. Защита органов дыхания - индивидуальный противогаз марки А или шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2. |
|
Керосин ТС-1 |
По степени воздействия на организм человека относится к 4 классу опасности. Раздражает слизистые оболочки, глаза, кожу. |
Спецодежда, спецобувь, средства защиты рук. |
На объекте предусматривается защита работников от:
- воздействия вредных и опасных производственных факторов (шума и вибрации;
- электрического тока и статического электричества;
- движущихся узлов и деталей;
- высоты;
- загрязнения воздушной среды;
- недостаточного уровня освещенности.
Проектными решениями предусматривается защита работников следующими коллективными средствами:
- установкой вентиляторов на виброгасящих основаниях;
- удалением постоянного места пребывания персонала от источника шума;
- заземлением, занулением электрооборудования, электрической изоляцией и ограждением токоведущих частей;
- оборудованием общеобменной вентиляцией производственных помещений;
- утилизацией выбросов при наливе светлых нефтепродуктов;
- отсутствием постоянных рабочих мест в парках и открытых насосных;
- ограждением обслуживающих площадок железнодорожных эстакад слива-налива и резервуаров.
Все перечисленные мероприятия по охране труда направлены на создание безопасных и безвредных условий труда для каждого работающего на предприятии.
3.4 Инструкция при отборе проб из резервуаров
К отбору проб из резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, при соблюдении совокупности условий:
- после медицинского освидетельствования;
- прошедшие теоретическое и практическое переобучение;
- прошедшие проверку знаний требований безопасности труда в установленном порядке;
- получившие доступ к самостоятельной работе.
Выполняя отбор проб, работники подвергаются воздействию на них вредных факторов:
- токсических веществ;
- углеводорода;
- повышенной или пониженной температуры воздуха рабочей зоны или поверхности оборудования;
- статического электричества;
- движущегося транспорта;
- возникновению взрыва и пожара;
- работы на высоте;
- недостаточной освещенности рабочего места.
Общие требования:
1. Работники, выполняющие отбор проб должны быть обеспечены: касками, сапогами кирзовыми, рукавицами брезентовыми, плащом непромокаемым, курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке, брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке.
Кроме того рабочее место должно быть обеспечено фильтрующим противогазом на случай аварийной ситуации.
2. Каждый работник обязан соблюдать правила внутреннего распорядка, курить в отведенных для этого местах, содержать рабочее место в чистоте.
3. Находится на территории нефтебазы в нетрезвом состоянии или под влиянием наркотических, токсических сред запрещается и является нарушением трудовой дисциплины.
4. Пробоотборщик должен уметь пользоваться средствами пожаротушения, знать места их нахождения.
5. Запрещается использовать пожарный инвентарь не по назначению.
6. Пробоотборщик обязан немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей или об ухудшении своего здоровья.
7. Работы во взрывоопасных и пожароопасных местах д. производится инструментом, исключающим искрообразование.
8. На территории резервуарного парка ходить только по специальным дорожкам.
3.5 Инструкция о мерах пожарной безопасности в резервуарных парках
Меры пожарной безопасности при проведении технологических операций:
1. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов.
Не допускается подача нефтепродуктов в резервуары открытой струей.
2. Должен быть постоянный контроль за исправностью резервуаров и резервуарного оборудования.
3. Запрещается эксплуатация резервуаров давших осадку, имеющих негерметичность, а также с неисправными задвижками и соединительными трубопроводами.
4. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов в резервуарах производить при уровне жидкости над подогревателями не менее 0,5 м.
5. Люки, служащие для замера уровня и отбора проб должны иметь герметичные крышки и снабжены кольцами из неискрообразующего металла.
4 ЛИКВИДАЦИЯ ЧС НА ОБЪЕКТЕ
Перечень аварий, имевших место на других объектах связанных с обращающимися опасными веществами, аналогичными применяемым на нефтебазе, представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Перечень аварий и неполадок, имевших место на других объектах Российской Федерации, связанных с обращающимися опасными веществами
|
Дата и место |
Вид аварии (неполадок) |
Описание аварии и их основные причины |
Число пострадавших, ущерб |
Число пострадавших, ущерб |
|
В июне 1976 г, филиал Саратовской нефтебазы |
Взрыв, пожар |
Возникновению пожара предшествовали следующие обстоятельства: у резервуара типа PBC-1000 в нижнем поясе была обнаружена трещина, исключающая дальнейшую его эксплуатацию без его ремонта. Резервуар был освобожден от бензина и оставлен на шесть дней для проветривания. После этого, без согласования с пожарной охраной, приступили к выполнению ремонтных газосварочных работ. В момент нагрева сварки произошел взрыв внутри ремонтируемого РВС. Взрывной волной были разрушены кровля соседнего резервуара, на котором вспыхнул пожар, а также трубо провод, соединяющий расходный резервуар с насосной станцией нефтебазы. Площадь пожара составила около 50-60 м2 . Сильный ветер отклонял пламя от горящего резервуара, и от теплового излучения отклоняемого ветром факела пламени загорелись: бензин, разлитый на площади 150 м2, здание насосной станции, наливная |
Разрушение зданий, оборудования и трубопроводов. эстакада. |
Пострадавших нет. |
Продолжение таблицы 4.1
|
После перегруппировки сил и средств пожарного подразделения, пожар через шесть с половиной часов был потушен. |
||||
|
19.02.82 г. На Кожвинской нефтебазе Коми АССР |
Взрыв, пожар |
В результате воздействия статического электричества при отборе пробы произошел взрыв паровоздушной смеси внутри резервуара типа РВС-700 с бензином А-96. Горение наблюдалось по всей площади резервуара. Через 1 час с момента возникновения пожара возникло горение на дыхательной арматуре соседнего резервуара. Через 20 мин. горение было ликвидировано с помощью водяных струй из стволов. Через 2 часа с момента возникновения пожара в результате разрыва сварного шва около шва около шва люк лаза произошел выход продукта в обвалование и его воспламенение на площади около 200 м2. Произошла быстрая деформация с образованием «карманов». При взрыве паровоздушной смеси в резервуаре крыша была сорвана и отброшена на 7,5 м от резервуара. Для подачи пены в «карманы» было вырезано отверстие 1,5x0,8 м. На организацию и вырезку окна было затрачено около 1 часа. Организацию и проведение пенных атак затрудняли тяжелые погодные условия: температура воздуха минус 37 оС, ветер 5 м/с. который часто менял направление. |
Резервуар был полностью уничтожен. |
Пострадавших нет. |
|
26.06.86 г. Никитовская наливная станция г. Горловка Донецкой |
Взрыв |
В результате огневых работ произошел взрыв паровоздушной смеси в резервуаре типа РВС-5000 с бензином. АУТП была выведена из строя при деформации стенок резервуара. Резервуар не охлаждался в течении 20 мин. |
Резервуар был полностью уничтожен. |
Пострадавших нет. |
Продолжение таблицы 4.1
|
области |
Наблюдалось частичное обрушение кровли во внутрь с образованием «карманов». Особенностью пожара явилось большая интенсивность подач и огнетушащих средств от передвижной техники: на охлаждение в 2,5 раза выше нормативной и тушение в 2,1 раза выше нормативной. |
|||
|
21.05.87 г. Камаисмагилевская УКПП ПТДУ «Татнефть» |
Пожар |
В резервуарном парке произошел пожар на резервуаре типа РВС-5000. Причиной аварии явилось коррозионное разрушение верхних опорных конструкций центральной стойки и щитов покрытия резервуара, что привело к его полному разрушению. Одновременно произошел отрыв технологических трубопроводов на соседнем резервуаре и находившаяся в нем нефть загорелась. Гидродинамической волной было размыто обвалование, в результате чего площадь пожара составила около 9000м2. |
Разрушение резервуара с разрушением трубопроводов соседнего резервуара. |
Пострадавших нет. |
|
27.06.88 г. Донецкая нефтебаза |
Пожар |
Разрушение резервуара РВС-3000 с дизельным топливом и последующим пожаром. Потоком жидкости было промыто до отметки 0,5м нормативное земляное обвалование высотой 1,5 м. |
Разрушение резервуара с последующим пожаром на площади 7000м2. Пожар распространился на соседние здания и сооружения. |
Пострадавших нет. |
|
19.05.95г. ОАО «Тольятикаучук» |
Пожар |
В результате ошибочных действий персонала была оставлена открытой линия слива из резервуара. В обвалование было пролито около 600м3 углеводородного сырья с последующим его загоранием. |
Разрушение оборудования в пределах обвалования. Пожар продолжительностью около 10 часов |
Пострадавших нет |
Продолжение таблицы 4.1
|
08.03.2000 г. Насосная №3 ООО «ННПО» |
Пожар |
В результате разгерметизации штуцера насоса, перекачивающего отбензиненную нефть, образовался пролив нефтепродукта. От случайной искры произошло возгорание. |
Данная авария развития не имела. |
Пострадавших нет. Прямой ущерб составил 39150 р (в ценах 2000 г). |
|
25.01.02 г. ОАО «Орскиефтеорсинтез» |
Взрыв |
Па товарно-сырьевой базе в резервуаре РВС-5000 произошел хлопок. Повреждены стенки и крыша резервуара (разрывы по сварному шву). Нарушение правил безопасности при подготовки резервуара к ремонту. |
Разрушение резервуара из-за взрыва паров углеводородов. |
Пострадавших нет. |
|
29.11.02 г. ОАО «Роснефть-Кубаньнефтепродукт» нефтебаза |
Пожар |
На нефтебазе на одном из резервуаров объемом 700 м3 в котором находился 1 м3 дизельного топлива, возник пожар. |
Пострадавших нет. |
|
|
01.12.02 г. ОАО «Уфанефтехим» |
Утечка |
В резервуарном парке товарного производства при разгерметизации резервуара объемом 5 тыс. м3 вылилось 1,5 тыс. тонн бензина внутрь обвалования. |
Данная авария развития не имела. |
Пострадавших нет. |
|
08.08.05 г. Улан-Удэнская нефтебаза. ООО «Буряттерминал» |
Утечка |
В резервуарном парке светлых нефтепродуктов при приеме бензина АИ-92 из железнодорожных цистерн произошел его пролив в количестве 54 тонн без воспламенения. |
Данная авария развития не имела. |
Пострадавших пет. |
|
11.10.05 г. ОАО «НК Роснефть – Кабардино Балканская топливная компания |
Пожар |
При перекачке моторного топлива из резервуара хранения в автоцистерну произошло возгорание паров нефтепродуктов. |
Данная авария развития не имела. |
Двое рабочих получили термические ожоги. |
Продолжение таблицы 4.1
|
27.03.08 г. ОАО «Дагнефтепродукт» г. Махачкала |
Взрыв ТВС, пожар |
При осуществлении операции по перекачке нефти из танкера в резервуар произошел взрыв ТВС с последующим возгоранием нефти. На момент возгорания в резервуаре находилось 6 тыс. м3 нефти. Причиной возгорания послужило образование искры при плановом осмотре заполнения емкости из танкера. |
Взрывное горение с последующим пожаром пролива. |
1 человек погиб. |
|
28.08.09г. Перекачивающая нефтяная станция «Канда», Ханты-Мансийский АО |
Пожар |
В результате удара молнии произошло возгорание резервуара РВС-20000 с нефтью. Огонь перекинулся на соседние резервуары. Разрушено 3 резервуара. |
Разрушение оборудования в пределах обвалования. Продолжитель ный пожар. |
4 человека погибли. |
|
24.04.10 г. ОАО «Дагнефтепродукт» |
Пожар |
Во время проведения сварочных работ начался пожар, который продолжался более 2-х суток. Разрушено оборудование. |
Разрушение оборудования. Продолжитель ный пожар. |
Пострадавших нет. |
|
12.11.10 г. Карагандинская нефтебаза |
Утечка |
В резервуарном парке произошла утечка бензина из РВС-1000. |
Данная авария развития не имела. |
Пострадало 2 человека. |
Для недопущения возникновения подобных аварий необходимо осуществлять строгий контроль за состоянием всего оборудования.
4.2 Первоочередные и экстренные действия при ЧС
Первоочередные действия персонала обычно утверждаются в должностных инструкциях персонала нефтебаз.
При угрозе или возникновении разлива нефтепродуктов первоочередные действия предусматривают:
1. Немедленный вызов караула пожарной охраны;
2. Немедленное централизованное обесточивание оборудования нефтебазы (кроме электропитания систем противоаварийной и противопожарной защиты);
3. Прекращение слива и реализации нефтепродукта в резервуары (при разливе);
4. Оповещение персонала по системе громкоговорящей связи и вывод персонала, не занятого в работах по ЛРН в безопасную зону;
5. Вызов руководителя Организации на место разлива и ЧС(Н);
6. Оповещение органов ГИБДД, УГО ЧС ПБ города Бикин соответствующего уровня и станции скорой помощи;
7. При возникновении пожара разлива – применение при наличии возможности первичных средств пожаротушения, при отсутствии такой возможности – принятие мер по безопасности персонала, спасению финансовых документов, средств и материальных ценностей.
Первичное оповещение органов пожарной охраны, ГИБДД и служб УГО ЧС ПБ о факте и параметрах разлива нефтепродуктов осуществляется оператором нефтебазы немедленно по городскому или сотовому телефону в соответствии с утвержденной должностной инструкцией.
Как резервный предусмотрен вариант оповещения указанных выше органов посыльным.
Дежурная служба нефтебазы передает в УГО ЧС ПБ города Хабаровска следующие данные и информацию:
- об угрозе или возникновении ЧС;
- о масштабах ЧС, ходе и итогах ликвидации ЧС;
- о состоянии природной среды и потенциально-опасных объектов;
- справочные данные.
Экстренные и обязательные действия при разливе нефтепродуктов продуктов представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Экстренные и обязательные действия при разливе нефтепродуктов
|
Мероприятия и порядок действий |
Исполнители |
Технические средства и материалы |
|
При разливе нефтепродуктов |
||
|
1. Сообщение о разливе: |
||
|
- предупредить окриком окружающих о случившемся и необходимости покинуть зону аварии; |
Первый, заметивший |
|
|
- доложить диспетчеру нефтебазы; |
Первый, заметивший аварию |
Телефонная связь |
|
- оповестить оператора; |
Диспетчер |
|
|
- сообщить руководителю нефтебазы. |
Диспетчер, оператор |
|
|
2. Первоочередные действия: |
Руководитель, оператор |
Громкоговоритель |
|
- удалить всех посторонних из опасной зоны; |
||
|
Мероприятия и порядок действий |
Исполнители |
Технические средства и материалы |
|
- прекратить ремонт и огневые работы, в случае их проведения |
||
|
- прекратить перекачку продуктов, отключить электропитание технологических систем (кроме электропитания систем противоаварийной и противопожарной защиты), перекрыть запорную арматуру; |
Оператор |
|
|
- подготовить противопожарные средства к немедленному использованию |
Весь персонал |
Первичные средства пожарной защиты |
|
- обследовать участок повреждения |
Технический персонал |
|
|
- обеспечить сток продукта в нефтеловушку |
Персонал |
|
|
- организовать сбор продукта |
Руководитель, оператор |
Специальные средства |
|
3. Обязательные действия |
||
|
- доложить диспетчеру о ликвидации пожароопасной ситуаций |
Весь персонал |
Телефонная связь |
|
Течь в корпусе резервуара |
||
|
организовать перекачку продукта в неповрежденные резервуары; |
Главный инженер, оператор |
|
|
проконтролировать закрытие хлопушек в колодце обвалования с аварийным резервуаром и смежных с ним; |
Продолжение таблицы 4.2
|
отключить технологические трубопроводы после окончания перекачки |
||
|
организовать ликвидацию разлива |
Главный инженер, Председатель КЧС и ОПБ, руководитель работ |
Нефтесборщики, бензовозы, нефтевозы или битумовозы, искробезопасный шанцевый инструмент, емкости для сбора загрязненного грунта |
Действия при разливах темных нефтепродуктов (из наземного резервуара, железнодорожных цистерн) и светлых нефтепродуктов, которые невозможно ликвидировать штатными средствами ликвидации чрезвычайных ситуаций нефтебазы представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Действия при разливах темных и светлых нефтепродуктов, которые невозможно ликвидировать штатными средствами ликвидации чрезвычайных ситуаций нефтебазы
|
Мероприятия и порядок действий |
Исполнители |
Технические средства и материалы |
|
Собрать основную часть продукта механическими средствами: |
Аттестованные спасатели |
Бензовозы, нефтевозы или битумовозы |
|
- пороговыми или адгезионными нефтесборщиками |
светлые нефтепродукты |
|
|
- пороговыми нефтесборщиками с обогревом или шнековыми |
темные нефтепродукты |
|
|
- перекачать собранные продукты в резервный или аварийный резерервуар |
трубопровод со сборно-разборными соединениями (светлые нефтепродукты) |
|
|
- вывезти собранные продукты в резервный или аварийный резерервуар |
Нефтевозы или битумовозы (темные нефтепродукты) |
|
|
- зачистить территорию с твердым покрытием |
На площади разлива до 1000-1500 м2 – искробезопасные совковые лопаты, емкости (бочки, контейнеры, пакеты) На площади разлива более 1000-1500 м2 – бульдозеры, фронтальные погрузчики или экскаваторы, самосвалы. |
|
|
- песком и/или иным сорбентом |
летом |
|
|
- снегом |
зимой |
Продолжение таблицы 4.3
|
- очистить грунт |
На площади разлива до 1000-1500 м2 – искробезопасные совковые лопаты, емкости (бочки, контейнеры, пакеты) На площади разлива более 1000-1500 м2 – бульдозеры, фронтальные погрузчики или экскаваторы, самосвалы. |
4.3 Решения по системам оповещения работников предприятия и населения, проживающего вблизи объекта
На территории нефтебазы предусмотрены следующие виды связи:
- административно-хозяйственная телефонная связь;
- местная телефонная связь;
- мобильная связь.
Телефонная связь обеспечивается мини-АТС нефтебазы и телефонами, подключенными к городской АТС. Телефоны мини-АТС установлены в АСН, в проходной и в кабинетах административного здания. Телефонами городской АТС обеспечены АСН, проходная, кабинеты руководителей нефтебазы и подразделений. Радиосвязь обеспечивается радиостанциями у операторов нефтебазы и АСН.
Система оповещения и управления ГО выполняется в соответствии с утвержденным планом по чрезвычайным ситуациям.
Связь и оповещение организуется как в качестве предупредительно-профилактических мероприятий по недопущению прогнозируемого разлива нефтепродуктов, так и в процессе ликвидации разлива нефтепродуктов с целью оптимизации затрат времени и должной организации работ по ликвидации указанного разлива.
Доведение речевой информации до персонала и посетителей нефтебазы об угрозе возникновения чрезвычайной ситуации и правилах поведения в случае ЧС осуществляется по громкоговорящей связи оператором нефтебазы (старшим смены).
Оповещение об аварийных разливах осуществляется через телефонную, мобильную, громкую связь. В нерабочее время при оповещении используют мобильную связь, домашние телефоны и/или адреса.
4.4 Мероприятия по защите, спасению, эвакуации персонала и населения
Основными первоочередными мероприятиями по защите персонала и населения и оказанию медицинской помощи пострадавшим являются:
- своевременное оповещение персонала и населения о ЧС(Н) и информирование их о дальнейших действиях;
- эвакуация людей, попавших в зону ЧС(Н);
- использование по необходимости СИЗ органов дыхания и кожных покровов;
- оказание первой доврачебной помощи пострадавшим и организация отправки их в медицинское учреждение;
- ограничение доступа посторонних лиц к месту ЧС(Н) и охрана общественного порядка.
На нефтебазе перечисленные мероприятия обеспечиваются как организационными мерами, так и материально-техническим обеспечением.
К организационным мерам, реализуемым на нефтебазе, относятся:
- немедленное извещение непосредственного руководства о замеченных нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструментов, утечках нефтепродуктов и их паров, нарушениях правил и инструкций;
- осведомленность персонала нефтебазы об основных физико-химических свойствах нефтепродуктов, мерах безопасности, первичных мерах по борьбе с разливами нефтепродуктов;
- обученность производственного персонала навыкам оказания доврачебной помощи;
- плановое обучение и периодический инструктаж по правилам противопожарной безопасности производственного персонала в объеме пожарного минимума;
- строгое и безусловное исполнение всех требований и норм, установленных руководящими документами и государственными надзорными органами для нефтебазы.
К материально-техническим мерам по обеспечению безопасности относятся:
- наличие материалов и средств для ликвидации возможных аварийных ситуаций, в том числе и для предупреждения разливов нефтепродуктов;
- наличие в исправном состоянии и постоянной готовности к действию систем пожаротушения, сигнализации, связи и первичных средств пожаротушения;
- наличие в каждом помещении с постоянным нахождением людей полностью укомплектованной медицинской аптечки с периодически освежаемыми медикаментами;
- наличие эвакуационных выходов из помещений, а также дорог, проездов, проходов, подступов к противоаварийному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации;
Руководство проведением эвакуационных мероприятий осуществляет эвакуационная комиссия, имеющая для этого все необходимые документы.
В условиях чрезвычайных ситуаций первоочередной задачей является спасение людей, которые могут подвергнуться воздействию опасных факторов.
Спасение людей при чрезвычайных ситуациях представляет совокупность мер по эвакуации людей из зон воздействия и вторичных проявлений опасных факторов и должно проводится с использованием способов и технических средств, обеспечивающих наибольшую безопасность и, при необходимости, с осуществлением мероприятий по предотвращению паники.
Эвакуация людей должна обеспечиваться за счет инженерно-технических мероприятий посредством создания безопасного объемно-планировочного решения.
Для беспрепятственной эвакуации персонала из зданий предусмотрены следующие мероприятия:
- минимальная ширина эвакуационных проходов 1м;
- минимальная высота эвакуационных проходов 2м;
- минимальная ширина эвакуационных дверей 0,8м;
- открывание дверей из помещений на путях эвакуации – по направлению эвакуации;
- отделка на путях эвакуации выполнена из несгораемых материалов.
При возникновении производственных аварий, либо других чрезвычайных ситуаций, угрожающих жизни или здоровью работников предприятия, они выходят или вывозятся через проходные № 1 и 2 в безопасные районы.
В военное время эвакуация персонала предприятия и членов их семей осуществляется в загородную зону.
При возникновении чрезвычайных ситуаций мирного времени или опасностей военного времени наибольшее укрытие сотрудников обеспечивается в убежище ГО, расположенного на территории нефтебазы. Убежище II класса на 100 человек.
4.5 Возможный сценарий развития ЧС
Резервуар №1 относятся к типу РВС-400. Верхний сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным, для того чтобы в случае взрыва топливно-воздушной смеси (далее ТВС) внутри замкнутого объема резервуара разрушалась только кровля, а сам резервуар оставался целым. В большинстве случаев разрушенная кровля частично оседает в резервуар, что существенно затрудняет процесс тушения, но бывают и случаи когда кровля полностью отрывается и отлетает на расстояние до 100 метров.
Пожар в резервуаре, как правило, начинается со взрыва ТВС. На образование взрывоопасных концентраций оказывает существенное влияние физико-химические свойства хранимых нефтепродуктов, конструкции резервуаров, технологические режимы эксплуатации, климатические и метеорологические условия.
Причинами взрыва ТВС могут быть:
1. Удар молнии;
2. Разряд статического электричества;
3. Несрабатывание выпускного клапана дыхательной арматуры;
4. Нарушение регламента проведения ремонтных работ;
5. Сильный нагрев резервуара от солнечных лучей;
6. Нарушение требований пожарной безопасности;
7. Короткие замыкания в цепях систем автоматики;
8. Умышленное воздействие (поджог, подрыв и т.д.).
Взрыв ТВС разрушает кровлю резервуара, провоцирует пожар. При этом даже в начальной стадии горение нефтепродуктов в резервуаре может сопровождаться мощным тепловым излучением в окружающую среду, а высота светящейся части пламени составлять 1-2 диаметра горящего резервуара.
При пожаре в резервуаре возможно образование, так называемых «карманов» (труднодоступных участков), которые значительно усложняют процесс тушения. «Карманы» могут иметь различную форму, площадь и образуются, как на стадии возникновения взрыва, в результате перекоса, частичного обрушения крыши, так и в процессе развития пожара при деформации стенок резервуара.
Площадь пожара соответствует площади зеркала нефтепродукта. Существующая система кольцевого орошения не может производить охлаждение горящего резервуара, так как она находится поверх обшивки утепления.
В течении 5-10 минут горения, происходит потеря несущей конструкции резервуара, он разрушается и нефтепродукт выливается в обвалование. Далее происходит пожар обвалования.
Риску подвергаются соседние резервуары вне обвалования. От нагрева стенок в соседнем резервуаре происходит интенсивное испарение нефтепродукта и образование взрывоопасной концентрации паров. Пары начинают выходить наружу через дыхательную арматуру. При длительном нагревании дыхательной арматуры происходит разрушение огнепреградителей, что приведёт к проникновению пламени внутрь резервуара и последующему взрыву ТВС. А после к возникновению пожара и разрушению резервуара и т.д.
При мгновенном выливании нефтепродукта из резервуара, может сформироваться гидродинамическая волна, которая может прорвать обвалование, тогда масштаб ЧС существенно увеличится. Далее будет происходить развитие пожара по всей площади нефтебазы.
4.6 Прогнозируемая площадь возможных разрушений вследствие взрыва резервуара
Прогнозируемая площадь возможных разрушений вследствие взрыва резервуара № 1 типа РВС-400 рассчитана по временному методическому руководству /22/.
Хранимый объём нефти в резервуаре №1 составляет 400 м3.
Во взрыве топливо - воздушной смеси участвует 50 % общей массы нефтепродукта: M = 200000 кг (50 % массы нефтепродукта).
Вычисляем радиус зоны бризантного действия взрыва
R1 = (1 / 753) · M, (4.1)
R1 = (1 / 421875) · 200000 = 0,47 м.
Вычисляем радиус зоны огненного шара
R2 = 1,7 · R1, (4.2)
R2 = 1,7 · 0,47 = 0,8 м.
Вычисляем избыточное давление на внешней части зоны огненного шара
∆Pфош = 1300 · (R1/R2)3 + 50, (4.3)
∆Pфош = 1300 · 0,2 + 50 = 309 кПа.
Вычисляем избыточное давление в зоне действия ударной волны
∆Pф = 233 / (0,41 · (R / R1)3 - 1)1/2, (4.4)
где R – расстояние от взорвавшегося резервуара, принимаем R = 10 м.
∆Pф = 233 / (0,41 · (10 / 0,47)3 – 1)1/2 = 3,7 кПа.
Для соседних резервуаров, стоящих на расстоянии 10 м от взорвавшегося, это соответствует слабой степени разрушения. Есть вероятность выхода из строя системы пенного тушения и системы кольцевого орошения резервуара от передвижной пожарной техники.
Продуктопроводы, находящиеся на расстоянии 7 м, могут получить сильную степень разрушения. Большая вероятность разгерметизации трубопроводов и разлива нефтепродукта.
Продуктопроводы, находящиеся на расстоянии 10 м, могут получить слабую степень разрушения.
От взрыва может быть сильно повреждена запорная арматура резервуара.
4.7 Прогнозируемая площадь возможного разлива и пожара
Расчётную площадь возможного разлива и пожара при вероятной аварии с разрушением обвалования для резервуара № 1 можно определить по Методике определения зон аварийного разлива нефтепродукта, позволяющей учесть существующие уклоны территории нефтебазы /23/.
Расчётная площадь зоны разлива
Fзр = fз · εр · Vр, (4.5)
где Fзр – площадь зоны разлива, м2;
fз – коэффициент разлива, м-1;
εр – степень заполнения резервуара;
Vp – номинальная вместимость резервуара, м3.
Степень заполнения резервуара допускается принимать равной 0,9.
Коэффициент разлива определяют исходя из расположения наземного резервуара на местности:
fз = 5 – при расположении в низине или на ровной поверхности;
fз = 12 – при расположении на возвышенности.
Fзр = 5 × 0,9× 400 = 1800 м2.
Приведенную форму зоны разлива и пожара нефтепродукта принимают в зависимости от расположения резервуара на местности.
При расположении в низине или на ровной поверхности - в виде круга с радиусом
Rзр = (Fзр / π)1/2, (4.6)
где Rзр – радиус зоны возможного разлива, м;
Fзр – площадь возможного разлива, м2.
Rзр = (1800 / 3,1416)1/2 = 23,94 м.
Если разрушения обвалования не произойдёт, то фактическая площадь разлива будет равна площади обвалования резервуара без площадей самих резервуаров
Sразлива = Sобв – Sрез №1, (4.7)
Sразлива = 254,34 –56,72 = 197,6 м2.
Основным средством локализации разливов на складах нефти и нефтепродуктов служит обвалование резервуарных парков и резервуаров, которое рассчитано на удержание гидростатического давления разлившихся нефтепродуктов. При его разрушении или перехлесте при гидростатическом воздействии дополнительные меры предусматриваются только в том случае если резервуарный парк нефти и нефтепродуктов расположен на площадке, имеющей более высокие отметки по сравнению с объектами повышенного риска, системами жизнеобеспечения, территориями с особым правовым статусом или водоемами, которые находятся на расстоянии менее 200 м.
В данном дипломном проекте рассматривается случай разлива нефтепродукта только в обвалование. Площадь разлива будет соответствовать площади обвалования.
4.8 Обязанности должностных лиц при возникновении ЧС
Руководителем работ по локализации и ликвидации аварии на производственном объекте цеха (уровень А) является начальник ТТЦ, а до его прибытия сменный мастер.
Если авария распространилась на соседние объекты (уровень Б), руководителем работ по ликвидации аварии является главный инженер нефтебазы.
Вышестоящий руководитель имеет право заменить руководителя или принять на себя руководство локализацией и ликвидацией аварийной ситуации.
На командном пункте могут находиться только лица, непосредственно участвующие в локализации и ликвидации аварийной ситуации.
Руководитель должен организовать ведение журнала ликвидации аварийной ситуации, где фиксируются выданные задания и результаты их выполнения по времени.
Лица команды, вызванные для спасения людей, локализации и ликвидации аварийной ситуации, в том числе и по планам взаимодействия, сообщают о своем прибытии ответственному руководителю и по его указанию приступают к исполнению своих обязанностей.
Должностные лица и исполнители, участвующие в ликвидации аварийной ситуации, должны информировать руководителя о ходе выполнения его распоряжений.
Обязанности ответственного руководителя работ по ликвидации аварийной ситуации:
1. Оценить обстановку, выявить количество и местонахождения людей, застигнутых аварией и принять меры по оповещению работников и населения об аварийной ситуации;
2. Принять неотложные меры по спасению людей, локализации и ликвидации аварийной ситуации;
3. Принять меры по оцеплению района аварии и опасной зоны;
4. Обеспечить вывод из опасной зоны людей, которые не принимают непосредственного участия в локализации и ликвидации аварийной ситуации;
5. Ограничить допуск людей и транспортных средств в опасную зону;
6. Контролировать правильность действий персонала, а в случае необходимости – действия аварийно-спасательных работ, пожарных, медицинских подразделений по спасению людей, локализации и ликвидации аварийной ситуации и выполнение своих распоряжений;
7. Информировать руководство организации об аварии, территориальные органы Госгортехнадзора России, Государственной инспекции труда, а при необходимости – территориальные органы МЧС России. Органы местного самоуправления о ходе и характере аварии, о пострадавших в ходе спасательных работ;
8. На уровне «Б» развития аварийной ситуации, ответственный руководитель должен, в случае перемещения командного пункта оповестить об этом всех привлекаемых к работам по локализации и ликвидации аварийной ситуации.
Обязанности технического руководителя по локализации и ликвидации аварийной ситуации:
Техническим руководителем по локализации и ликвидации аварийной ситуации на нефтебазе города Бикин является главный инженер нефтебазы.
Технический руководитель должен:
1. Обеспечить введение в действие в случае необходимости резервных систем жизнеобеспечения, сигнализации и противоаварийной защиты;
2. Обеспечить оперативность обнаружения, эффективность локализации и ликвидации аварийной ситуации путем применения технических средств с необходимыми надежностью и быстродействием и созданием в цехах нештатных аварийно-спасательных формирований;
3. Распределить обязанности между производственным персоналом, использовать надежные средства оповещения и связи, рационально распределять пульт управления противоаварийными системами;
4. Информировать в установленном порядке должностных лиц, ведомства и организации о результатах выполненного при разработке ПЛАС анализа опасности нефтебазы, о возможности проявления действия опасных факторов аварийной ситуации за пределами территории нефтебазы, о характере и потенциальной тяжести происшествия;
5. Технический руководитель обязан обеспечить взаимодействие с местными органами исполнительной власти и органами местного самоуправления;
6. Технический руководитель, получив сообщение об аварийной ситуации, должен немедленно прибыть на нефтебазу, сообщить об этом ответственному руководителю и обеспечить:
-организацию оказания своевременной помощи пострадавшим;
-принятие необходимых мер по привлечению опытных рабочих и специалистов в бригады для дежурства и выполнения необходимых работ, связанных с локализацией или ликвидацией аварии, а также по своевременной доставке необходимых материалов и оборудования;
-работу материальных складов и доставку материалов, инструмента к месту аварийной ситуации;
-работу транспорта, привлекаемого для ликвидации аварийной ситуации;
- организацию питания и отдыха всех лиц, привлекаемых к ликвидации аварии при аварийных работах более 6 часов;
-информирование в установленном порядке о характере аварийной ситуации и ходе спасательных и восстановительных работ.
Обязанности начальника смены охраны:
1. При получении сообщения об аварийной ситуации начальник смены охраны должен немедленно известить о ней должностных лиц Общества по списку.
2. По прибытии технического руководителя (главного инженера нефтебазы) начальник службы охраны должен проинформировать его о состоянии работ по спасению людей, локализации и ликвидации аварийной ситуации и поступить в распоряжение ответственного руководителя.
3. Выставить посты по согласованию с руководителем поисково-спасательного отряда.
Все вышеперечисленные обязанности должностных лиц при возникновении ЧС должны проводится в полном объеме.
4.9 Мероприятия по безаварийной остановке технологических процессов. Технические решения, обеспечивающие безаварийную остановку
Процесс перекачки нефтепродуктов не связан с химическими, термохимическими или термическими процессами, поэтому остановка технологического процесса перекачки нефтепродуктов не требует разработки специальных режимов остановки и не вызывает осложнений даже при экстренной остановке оборудования.
При отказе автоматической системы остановки оборудования при аварийных ситуациях, оператор выполняет дистанционное управление режимом остановки, либо дает указание линейному персоналу об остановке соответствующих механизмов или оборудования.
При получении извещения о стихийном бедствии природного характера, начальник смены (или старший оператор) объявляет общую тревогу, дает указание дежурным операторам и линейному персоналу о прекращении перекачек нефтепродуктов, остановке агрегатов и механизмов насосных станций, и подготовке аварийных средств к возможному применению.
При получении сигнала ГО эксплуатационный персонал в соответствии с инструкциями должен выполнить операции, обеспечивающие прекращение технологических процессов в минимально возможные сроки без нарушения целостности технологического оборудования:
- прекратить прием нефтепродуктов в резервуары парков, закрыв из операторной дистанционно управляемую арматуру (время срабатывания – 120с), установленную на трубопроводах ввода нефтепродуктов в парки из насосных;
- прекратить технологические операции по наливу или сливу нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, для чего – остановить работающие насосы дистанционно с железнодорожной эстакады слива-налива светлых нефтепродуктов (железнодорожной эстакады слива масел) или из операторной, закрыть вентили на цистернах, отсоединить сливо-наливные устройства от цистерн и установить их в гаражное положение;
- прекратить откачку мазута на ТЭЦ путем остановки насосов и закрытия задвижек на трубопроводах выдачи;
- прекратить технологические операции по наливу топлив в автоцистерны, для чего – остановить работающие насосы дистанционно из операторной или по месту, отсоединить наливные устройства от автоцистерн, закрыть вентили на автоцистернах;
- при необходимости - обесточить электрооборудование.
Данные операции позволяют в возможно короткие сроки провести безаварийную остановку технологических процессов.
4.10 Расчет сил и средств локализации и ликвидации ЧС
Проведение охлаждения горящего и соседних резервуаров является первоочередной задачей в действиях пожарных подразделений при тушении пожаров в резервуарах типа РГС. Охлаждать горящие резервуары будем из передвижной пожарной техники.
Требуемый расход воды на охлаждение горящего резервуара определяем в соответствии по формуле:
Qох. = P I, (4.1)
где P – периметр резервуара,
I – интенсивность охлаждения, I = 0,8 л/см для горящих резервуаров, I = 0,3 л/см для охлаждаемых соседних;
Qох. = 26,70,8= 21,36 л/с.
Охлаждать горящий резервуар будем с помощью стволов РС–70 (с производительностью ствола 7,4 л/с). Количество стволов на охлаждения
Ncт = Qтр / qст, (4.2)
где qст – расход ствола, qст = 7.4л/с ;
Ncт =21,36/7,4= 2,88 = 3 ствола.
Фактический расход на охлаждение определим по формуле
Q ох.ф. = Ncт qст (4.3)
где Ncт – количество требуемых стволов;
qст – расход ствола, qст = 7.4 л/с ;
Qох.ф. = 37,4 = 22,2 л/с.
Охлаждение соседних резервуаров рекомендуют производить по длине полупериметра обращенной к факелу пламени.
Расход на охлаждение соседних резервуаров определяем по формуле:
(4.4)
Расход на охлаждение резервуаров №2, №3 и №4 равен 3 л/с
Количество стволов на охлаждение каждого резервуара
Ncт = 3 / 7,4 = 1.
Т.к. охлаждение негорящего резервуара требуется производить не менее чем двумя стволами, следовательно, общий расход на охлаждение будет равен 14,8 л/с.
Общий расход на охлаждения определим по формуле
Qохл = ∑Qох.ф (4.5)
Qохл=22,2 + 14,8+ 14,8 + 14,8 = 66,6 л/с.
Определим необходимое количество средств для проведения пенной атаки горящего резервуара.
Подготовка к пенной атаки заключается в сборе всех необходимых сил и средств, расстановки их по боевым позициям, проведения полного боевого развёртывания, проверки работоспособности приборов тушения и качества производимой ими пены. После чего незамедлительно начинается пенная атака.
Для тушения пожара применяем генераторы пены средней кратности ГПС–600 с использованием пенообразователя ПО–6ТС.
Требуемый расход по раствору пенообразователя
Qтр = Sпож I, (4.6)
где Sпож – площадь пожара = 56,7 м2;
I = (требуемая интенсивность подачи раствора ПО) = 0,05 л/с×м2;
Qтр = 56,7 0,05 = 2,83 л/с.
Количество стволов определим по формуле
Ncт = Qтр / qст, (4.7)
где qст – суммарная производительность по раствору ПО и воды, qст = 6 л/с;
Ncт = 2,83 / 6 = 0,47 = 1 ствол.
Определим количество ПС–600 для тушения пожара пролива
Требуемый расход по раствору пенообразователя
Qтр = Sпож I, (4.8)
где Sпож – площадь пожара = 197,6 м2;
Qтр = 197,6 0,05 = 9,88л/с.
Количество стволов гпс 600
Ncт =9,88/ 6 = 1,65 = 2 ствола.
Объем пенообразователя определим по формуле
Wпен(ГПС–600) = Ncт q пен T 3, (4.9)
где T – время тушения, Т = 15 мин = 900 с;
q пен (ГПС–600) = 0,36 л/с;
Wпен (ГПС–600) = 2 0,36 900 3 = 1944 л.
Пенная атака начинается по команде одновременно всеми стволами и продолжается до тех пор, пока не закончится трехкратный запас пенообразователя (примерно 45 минут). Подвоз недостающего пенообразователя организуют автомобильным транспортом (автоцистернами, водовозками, поливомоечными машинами, на крайний случай бензовозами).
Определим требуемый расход воды на пожаротушение по формуле
Qтреб = Qох + Qпож.РВС + Qпож.пр (4.10)
где Qох – расход воды на охлаждение, Qох =66,6 л/с;
Qпож.РВС – расход воды на тушение РВС, Qпож.РВС = 2,83 л/с ;
Qпож.пр. – расход воды на тушение пожара пролива, Qпож.пр = 9,88 л/с;
Qтреб = 66,6 + 2,83+ 9,88 = 79,31 л/с.
Требуемое количество воды будет обеспечено, забором воды с трубопровода подводимо на гидрант и подземно резервуара на пожарные нужды с подпиткой, а также внутренний бак автоцистерны.
После пожаротушения будут начаты работы по ликвидации разлива нефтепродукта.
4.11 Ликвидация нефтепродукта. Расчет достаточности сил и средств с учетом их дислокации
Время локализации разлива нефтепродуктов любого уровня на почве (территории) не должно превышать 6-ти часов, на акватории - 4-х часов с момента обнаружения разлива или с момента поступления информации о разливе. За указанное время необходимо провести как собственно операции по локализации разлива, так и доставку сил и средств на место проведения работ. При этом время локализации (Тлн=6 ч: Тлн=4 ч) можно представить тремя по следовательными технологическими операциями и оценить по формуле (4.11).
Тли=Топ+Тпб+Тбз (0.3+Тпб+1.0) (4.11)
Топ - время, затраченное на оповещение о разливе (до определения хронометражным методом ориентировочно принимается 0.3 часа);
Тпб - время перебазирования механизмов и средств ЛРН на место аварии (час) складывается из времени движения (Тдв) и затрат на погрузку-разгрузку (Тп-г);
Тбз- время локализации - время установки комплекса боновых заграждений на водных объектах, подпорных стенок на территории (согласно технической документации изготовителей) или обвалования (до определения хронометражным методом ориенти ровочно принимается 1.2 часа).
Расстояние (L, км) на которое может перемешено оборудование ЛРН. которое хранится за пределами объекта, можно оценить по формуле (4.12):
L=Tn6V (4.12)
Тпб - время перебазирования механизмов на место аварии (час) складывается из времени движения (Тдв) и затрат на погрузку-разгрузку (Тп-г);
V - средняя скорость передвижения при перебазировании техники (км/час).
Принимая среднюю скорость передвижения (V. км/час) при перебазировании техники с понижающим коэффициентом 0.83 от максимальной (60 км/час) за 4.5 часа (при ликвидации PH на территории) средства ЛРН могут быть перемещены на расстояние -224 км, за 3 часа (при ликвидации PH на акватории) - на расстояние -150 км)
При использовании для зачистки территории бульдозерной техники необходимо учитывать нормы времени на погрузку и разгрузку при перебазировании машин и механизмов и среднюю скорость передвижения при перебазировании самоходных машин в кузове или на большегрузном прицепе на дорогах 1-го класса - 11.2 км/час, на дорогах 2-го класса - 9.0 км/час, на дорогах 3-го класса - 7.5 км час. Т.о. за 4.5 часа бульдозер может быть перебазирован на место разлива на расстояние ~ от 22.5 до 33.6 км.
Средства локализации разливов на нефтебазе
Основным средством локализации разливов нефтепродуктов на Бикинской нефтебазе служит обвалование групп резервуаров, которое рассчитано на удержание гидростатического давления разлившейся жидкости.
Учитывая особенности расположения нефтебазы, при разрушении обвалования или пе рехлесте при гидродинамическом воздействии предусмотрены дополнительные меры (уст ройство дополнительного земляного вала высотой 1,0 м и шириной 1.5-2,0 м.)
В зимнее время возможно строительство снеговых дамб.
Средства ликвидации разливов нефтепродуктов.
Перечень средств ликвидации разливов нефтепродуктов, имеющихся на Бикинской базе и доставляемых с базы Организации представлен в таблице 4.4
Таблица 4.4 - Технические средства, средства индивидуальной защиты, инструменты
|
№ |
Наименование |
Единица из мерения |
Количество |
|
1 |
Бульдозер Т170 |
ед. |
1 |
|
2 |
Экскаватор ЭО 3223 |
ед. |
1 |
|
3 |
Автокран МАЗ 5334 СМК 101 |
ед. |
1 |
|
4 |
«Илосос» ЗИЛ ИЗ 1412 КО 5010 |
ед. |
1 |
|
7 |
Самосвал ММЗ 4502 |
ел. |
1 |
|
6 |
Фронтальный погрузчик LX-80 Hitachi |
ед. |
1 |
|
7 |
Бензовозы: |
||
|
МАЗ 5337 (Юм’) |
ед. |
2 |
|
|
ПАЗС ЗИЛ 130 (6 mj) |
ед. |
2 |
|
|
Камаз 53229 (16 MJ) |
ед. |
2 |
|
|
8 |
Ассенизирующая машина Газ-53 |
ед. |
1 |
|
9 |
Сорбент «Лессорб-экстра» |
кг |
1000 |
|
10 |
Костюм химической защиты |
комплект |
4 |
|
11 |
Респираторы |
шт. |
40 |
|
12 |
Противогаз |
шт. |
30 |
|
13 |
Сапоги резиновые |
пар |
15 |
|
14 |
Рукавицы брезентовые |
пар |
300 |
|
15 |
Перчатки резиновые |
пар |
150 |
|
16 |
Лопата штыковая |
шт. |
60 |
|
17 |
Лом |
шт. |
10 |
|
18. |
Асбополотно |
м |
12 |
|
19 |
Аптечка медицинская |
шт. |
10 |
Продолжение таблицы 4.4
|
20 |
Огнетушитель ОУ-2 |
шт. |
12 |
|
21 |
Песок |
100 |
|
|
22 |
Пакеты, контейнеры для сорбентов |
м |
2500 |
|
23 |
Электроды |
кг |
24 |
|
24 |
Рукав всасывающий cb 25 мм |
м |
80 |
|
25 |
Рукав всасывающий (Ь 38 мм |
м |
76 |
|
26 |
Рукав всасывающий (Ь 50 мм |
м |
30 |
|
27 |
Рукав всасывающий 6 75 мм |
м |
300 |
|
28 |
Рукав всасывающий 6 100 мм |
м |
112 |
|
29 |
Рукав напорно-всасыв. ф 100 мм |
м |
12 |
|
30 |
Рукав напорно-всасыв. ф 20 мм |
м |
48 |
|
31 |
Рукав пожарный cb 51 ммХ20 м. |
шт. |
28 |
|
32 |
Рукав пожарный cb 66 ммХ20 м. |
шт. |
10 |
|
33 |
Рукав пожарный cb 77 ммХ20 м. |
шт. |
20 |
|
34 |
Костюм хлопчато-бумажный |
шт. |
20 |
|
35 |
Заграждение боновое БНЛ-1000 РЭ |
м |
400 |
|
36 |
Аварийный резервуар РВС-3000 (на нижней территории) |
шт. |
1 |
|
37 |
Емкости для сбора нефтепродуктов |
шт. |
1 |
Нефтепродукты, оставшиеся внутри зоны обваловки резервуаров (-15%) и на территории нефтебазы могут быть удалены через систему опорожнения, либо их откачка может быть произ ведена штатными насосами (электронасосный передвижной агрегат НМ 100/25 (1 шт.). про изводительность 100 м3/час), с использованием дренажной системы.
Разливы нефтепродуктов на почву могут быть ликвидированы с помощью канав и ловушек , для их сбора, которые роются автотракторной техникой и вручную. Нефтепродукты из канав и ловушек откачиваются бензовозами, вакуумными машинами, насосным агрегатом и сбрасываются в горизонтальную емкость для отстаивания объемом 25 м3.
Для сбора продуктов также могут быть использованы свободные объемы оставшихся емкостей.
Зачистка территории резервуарного парка и прилегающей территории, может быть проведена сорбентами и/или механическими нефтесборщиками, которые могут быть доставлены из мест дислокации АСФ (Н). После того, как сорбент пропитался, его собирают в железные герметичные емкости. При необходимости операцию по засыпке нефтесорбента повторяют. Вместе с сорбентом собирают замазученный грунт. Возможен отжим пропитанного нефтепродуктами сорбента и его повторное использование. Замазученный грунт убирают полностью и вывозят в место складирования в 4 метал лических контейнера, емкостью 7.5 м3 и в 200-литровые металлические бочки.
Бензины, обладая высокой испаряемостью, особенно летом при температурах воды и воздуха выше 20°С и ветре, испаряются практически полностью за 3-4 часа. Дизельные топлива в зависимости от сценария разлива за 5 суток испаряются на 20-60%. Поэтому сбор светлых и особенно легких нефтепродуктов необходимо производить в возможно более сжатые сроки.
Принято время ликвидации разлива (Тликв.) (на территории), не подпадающего под классификацию ЧС, персоналом нефтебазы в течение 6 (шести) часов, отведенных на локализацию ЧС(Н).
Ликвидация ЧС(Н), проводится аттестованными АСФ(Н) за время до 3-х суток (до 72 часов). Механический сбор нефтепродуктов.
Нефтесборные емкости (резервуары, автоцистерны, бочки) Бикинской нефтебазы должны обеспечивать непрерывную работу нефтесборных устройств.
Для сбора продуктов могут быть использованы свободные объемы емкостей РВС-30 (2 шт. расположенных на технологической площадке или бензовозы.
Для обеспечения перекачки продуктов в резервные емкости нефтебазы необходимы шланги или секции полевого магистрального трубопровода длиной эквивалентной параметрам зоны загрязнения.
При использовании НСУ с производительностью меньшей, чем пропускная способность временного трубопровода, необходимо предусмотреть возможность подключе ния нескольких НСУ через соединительные муфты с задвижками.
Сбор нефтепродуктов может проводиться в автоцистерны, что не требует приобретения специальных емкостей.
На дозачистку территории вручную потребуется времяобратно пропорциональное количеству привлеченного персонала.
Минимальное количество искробезопасных совковых лопат, которые должны находится на нефтебазе, для ликвидации малых разливов на площади до 4 м2 - 3 шт. рекомендуемое - 6 шт. Для ликвидации наиболее вероятных разливов при разрушении трубопровода с максимальной прокачкой, который составит Qp~ 125.4 м3 и займет площадь Бзр до 2497 м2 потребуется 424,6 человеко-часов: необходимо 66 шт. искробезопасных совковых лопат и привлечение 66 человек на 6.0 часов.
Бикинская нефтебаза не располагает техническими средствами сбора нефтепродуктов. Для этих целей используется техника Организации в том числе бульдозеры, экскаваторы, ав токраны, самосвалы, фронтальным автопогрузчики.
4.12 Применение технических средств при ликвидации аварии на Бикинской нефтебазе
В ходе ликвидации аварии на Бикинской нефтебазе используется различная специальная техника, в том числе пожарные автомобили, а также вакуумная машина Газ - 53 и другие. Для эффективного и безопасного использования данной техники необходимо определить тягово–скоростные свойства, т.к. от них во многом зависят средняя скорость движения и производительность машины. Средняя скорость автомобиля зависит от условий движения, она определяется с учетом всех режимов движения, каждый из которых характеризуется соответствующими показателями. Изображен на чертеже № 9.
Рассмотрим движение автомобиля Газ – 53 с собранным нефтепродуктом.
Газ – 53 при движении по дороге преодолевает силу сопротивления качению Pк, силу сопротивления уклону Ру, силу сопротивления воздуха Рв и силу сопротивления разгону Ри (рисунок 3.1). В случае равномерного движения сила сопротивления разгону Ри = 0.
Рисунок 4.1 – Силы сопротивления движению автомобиля
Силу тяжести автомобиля можно определить по формуле:
Gгр= M · g , (4.13)
где M = 7700 кг – полная масса автомобиля Газ – 53;
g = 9,81 – ускорение силы тяжести (свободного падения), м/с2.
Тогда,
Gгр = 77009,81 = 75537 Н.
Возникновение силы сопротивления качению обусловлено потерями на внутреннее трение в шинах, поверхностное трение шин о дорогу и образование колеи (на деформируемых дорогах). Сила сопротивления качению равна
= G · f ·cos , Н (4.14)
где Gгр = 75537 Н – сила тяжести пожарного автомобиля с грузом;
f = 0,037 – коэффициент сопротивления качению для асфальтобетонного покрытия;
– средний продольный уклон дороги, град.
Сила сопротивлению качению равна
= 75537 0,021 cos 2o = 1585 Н.
Составляющая силы тяжести, параллельная поверхности дороги, представляет собой силу сопротивления уклону Pу, при чем, чем круче будет подъем, тем больше будет Pу
= Gгр sin , (4.15)
= 75537 sin 2о = 2636 Н.
При движении автомобиля возникновение силы сопротивления воздуха обусловлено перемещением частиц воздуха и их трением о поверхность машины.
При движении автомобиля при отсутствии ветра сила сопротивления воздуха
Рв = kв F / 13 , (4.16)
где kв = 0,6 – коэффициент сопротивления воздуха (коэффициент обтекаемости), зависит от формы и качества поверхности автомобиля, определяется экспериментально;
F – лобовая площадь автомобиля, м2;
– скорость движения автомобиля, км/ч.
Приближенное значение лобовой площади автомобиля может быть определено по формуле
F = 0,8B H, (4.17)
где В = 2,28м – ширина;
Н = 2,19 м – наибольшая высота.
Получим,
F = 0,8 2,282,19 = 4 м2.
Рассчитаем силу сопротивления воздуха при скорости движения автомобиля на 30, 60 и 90 км/ч
Рв(30) = (0,64 302)/ 13 = 166 Н;
Рв(60) = (0,64602)/ 13 = 665 Н;
Рв(90) = (0,64902)/ 13 = 1495 Н.
Определим потребные мощности для скоростей 30, 60 и 90км/ч
Мощность на преодоление сопротивления качению определим по формуле
, (4.18)
= = 13,2 кВт;
= = 29,9 кВт;
= = 39,6 кВт.
Мощность на преодоление сопротивления уклона определим по формуле:
(4.19)
= = 22 кВт;
= = 43,9 кВт;
= = 65,9 кВт.
Мощность на преодоление сопротивления воздуха определим по формуле
, (4.20)
= = 1,3 кВт;
= = 11 кВт;
= = 37,4 кВт;
Примем, что автомобиль движется по дороге без ускорения (установившееся равномерное движение), следовательно, Pи = 0 и Nи = 0.
Мощность двигателя (кВт) автомобиля, затрачиваемую на преодоление сопротивлений движению можно определить по формуле
(4.21)
где – коэффициент полезного действия трансмиссии.
В результате получим
= = 47,7 кВт;
= = 110,8 кВт;
= = 397,6 кВт;
Движение пожарного автомобиля без собранных нефтепродуктов (холостой ход)
Силу тяжести автомобиля без собранных нефтепродуктов можно определить по формуле
Gхх = (M – Mо.с.)g, (4.22)
где Mо.с. = 5250 кг – масса собранных нефтепродуктов.
Тогда
Gхх = (7700 – 4500.)9,81 = 31392 Н.
Сила сопротивления качению определяется по формуле
(4.23)
= 313920,021соs 2 = 659 Н.
Сила сопротивления уклону определяется по формуле
, (4.24)
где – для движения под уклон примем равным 00, так как при значительных уклонах дороги водитель вынужден притормаживать машину.
Тогда,
= 31392sin 2 = 1095 Н.
Сила сопротивления воздуха и мощность на ее преодоление останутся неизменными как для груженого, так и для порожнего автомобиля.
Определим потребные мощности для скоростей 20, 40, 60 и 90 км/ч
Мощность на преодоление сопротивления качению равна
(4.25)
= = 5,5 кВт;
= = 11 кВт;
= = 16,5 кВт;
Мощность на преодоление сопротивления уклона равна
, (4.26)
= = 9,1 кВт;
= = 18,3 кВт;
= = 27,4 кВт.
Мощность двигателя (кВт) автомобиля, затрачиваемую на преодоление сопротивлений движению можно определить по формуле
, (4.27)
= 17,7 кВт;
= 44,8кВт;
= 90,3 кВт.
Рассчитаем мощности необходимые для преодоления сопротивлений дороги при движении автомобиля с огнетушащими средствами и без них. Полученные данные занесем в таблицу 4.5
Таблица 4.5 – Мощности на преодоление сопротивлений движению автомобиля, кВт
|
Скорость движения , км/ч |
Движение автомобиля с грузом |
Движение автомобиля без груза |
||||||
|
30 |
13,2 |
22 |
1,3 |
47,7 |
5,5 |
9,1 |
1,3 |
17,7 |
|
60 |
29,9 |
43,9 |
11 |
110,8 |
11 |
18,3 |
11 |
44,8 |
|
90 |
39,6 |
65,9 |
37,4 |
186,8 |
16,5 |
27,4 |
37,4 |
90,3 |
По данным таблицы 4.5 построим графики и (рисунок 4.2)
Рисунок 4.2 – Графики зависимости потребной мощности двигателя от скорости движения автомобиля
На оси ординат откладываем номинальную мощность двигателя автомобиля и проводим прямую до пересечения ее с графиками и . Из точек пересечения опускаем перпендикуляры к оси абсцисс. Точки пересечения с осью абсцисс покажут скорости движения автомобиля с грузом и без груза (холостой ход), при условии полного использования мощности двигателя автомобиля.
Из графика находим, что максимально возможная скорость движения автомобиля с грузом равна 50 км/ч , а максимальная скорость движения на холостом ходу – 90 км/ч. Согласно тактико–техническим характеристикам, максимальная скорость движения автомобиля ограничивается 90 км/ч, скорость движения по заводу ограничивается 20 км/ч, поэтому максимальную скорость движения принимаем 20 км/ч.
Средняя скорость автомобиля (км/ч) с учетом фактического использования мощности двигателя и условий дорожного движения
, (4.28)
где = 0,85 – коэффициент, учитывающий использование двигателя по мощности;
= 0,7 – коэффициент, учитывающий потери времени и изменение скорости при разгонах и торможениях автомобиля.
В результате
20 0,85 0,7 = 11,9 км/ч.
Рассмотрим тормозные свойства вакуумной машины Газ – 53.
Измерителями тормозных свойств являются замедление при торможении (м/с2), время торможения (с), и тормозной путь (м). Экстренным называется режим торможения, при котором тормозные силы на колесах достигают величины, максимально возможной по сцеплению. При торможении автомобиля движущей силой будет сила инерции Pи, а удерживающими силами будут сила сопротивления воздуха Pв (при экстренном торможении скорость автомобиля быстро падает, и влияние силы сопротивления воздуха незначительно, поэтому можно принять Pв = 0), сила сопротивления уклону Pу (при движении на подъем) и тормозные силы на колесах Rx1 и Rx2 (рисунок 3.3).
Замедление при экстренном торможении равно
=, (4.29)
где – коэффициент сцепления колеса с дорогой;
= 9,81 – ускорение силы тяжести (свободного падения), м/с2.
Рисунок 4.3 – Силы, действующие на автомобиль при экстренном торможении
В результате
= 0,759,81 = 7,36 м/с2
Время экстренного торможения равно
, (4.30)
где км/ч – скорость движения автомобиля.
Тогда
= 0,7 с
Тормозной путь при торможении на горизонтальном участке дороги равен
, (4.31)
где – коэффициент эффективности торможения, учитывает несоответствие тормозных усилий на колесах и приходящийся на них сцепной вес, неравномерность действия тормозных колодок, конструктивные параметры тормозных механизмов;
, – величина коэффициента сцепления, соответственно, для сухого и влажного асфальтобетона;
– уклон дороги, знак «–» ставится, если машина движется под уклон, знак «+», если машина движется на подъем.
Тормозной путь автомобиля на сухой асфальтированной дороге
= 0,71 м;
= 2,84 м.
Тормозной путь автомобиля на влажной асфальтированной дороге
= 1,33 м;
= 5,33 м.
Результаты расчетов значений длины тормозного пути занесены в таблицу 4.6.
Таблица 4.6 – Длина тормозного пути ППП–38–80,м
|
Тип покрытия |
Коэффициент сцепления |
Скорость движения автомобиля, км/ч |
|
|
10 |
20 |
||
|
Сухой асфальтобетон |
0,75 |
0,71 |
1,33 |
|
Влажный асфальтобетон |
0,40 |
2,84 |
5,33 |
По данным таблицы 4.6 построены графики зависимости длины тормозного пути от скорости движения автомобиля (рисунок 4.4), из которых видно, что с увеличением скорости движения и снижением коэффициента сцепления колеса и дороги тормозной путь автомобиля возрастает.
Рисунок 4.4 – Графики зависимости тормозного пути от скорости движения автомобиля
Остановочный путь – это расстояние, проходимое автомобилем от момента, когда водитель заметил препятствие, до полной остановки автомобиля. Остановочный путь можно найти по зависимости
+, (4.32)
гдеc – время реакции водителя, зависящее от его возраста, квалификации, утомленности;
– время срабатывания пневматического тормозного привода от момента нажатия на тормозную педаль до начала действия тормозных механизмов;
– время увеличения замедления от нуля до максимального значения.
Тогда + 1,33 = 11,33 м.
5 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАЩИТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ В ЧС
Любая чрезвычайная ситуация может нанести или наносит социальный и экономический вред населению, окружающей среде и всем промышленным объектам, находящимся в зоне поражения. ЧС, произошедшая на опасном производственном объекте, наносит колоссальный вред предприятию и влечет за собой материальные и людские потери.
При оценке ущерба от аварии на опасном производственном объекте за время расследования аварии (10 дней) подсчитываются те составляющие ущерба, для которых известны исходные данные. Окончательно ущерб от аварии рассчитывается после окончания сроков расследования аварии и получения всех необходимых данных. Составляющие ущерба могут быть рассчитаны независимо друг от друга.
Ущерб от аварий на опасных производственных объектах выражен в общем виде формулой:
Па = Ппп + Пла + Псэ + Пнв + Пэкол + Пвтр, (5.1)
где Па – полный ущерб от аварий, руб.;
Ппп – прямые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, руб.;
Пла – затраты на локализацию/ликвидацию и расследование аварии, руб.;
Псэ – социально–экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей), руб.;
Пнв – косвенный ущерб, руб.;
Пэкол – экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды), руб.;
Пвтр – потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности, руб.
Прямые потери от аварии определяются по формуле:
Ппп = Поф + Птмц + Пим, (5.2)
где Поф – потери предприятия в результате уничтожения основных фондов (производственных и непроизводственных), руб.;
Птмц – потери предприятия в результате уничтожения товарно–материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.), руб.;
Пим – потери в результате уничтожения (повреждения) товарно–материальных ценностей третьих лиц, руб.
Потери предприятия от уничтожения аварией его основных фондов – производственных и непроизводственных – определяются по формуле
Поф = Пофу + Пофп (5.3)
где Пофу – потери от уничтожения производственных фондов, руб.;
Пофп – потери от повреждения производственных фондов, руб.;
Потери от уничтожения производственных фондов определяются по формуле
Пофу = So – Sy, (5.4)
где Sо – остаточная стоимость уничтоженных основных фондов, тыс.руб;
Sу – утилизационная стоимость уничтоженных основных фондов, тыс.руб.
Пофу =385 000 – 163 000 = 222 000 руб.
Потери от повреждения производственных фондов Пофп = 0.
Поф= Пофу = 222 000 руб
Потери предприятия в результате уничтожения товарно–материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.) определяются по формуле:
Птмц = n Sс, (5.5)
где n – количество уничтоженной продукции (сырья), т, n = 160 т (количество сгоревшего и впитавшегося в сорбенты дизельного топлива)
Sc – стоимость одной единицы уничтоженной продукции (сырья), руб./т, Sс = 28200 руб./т.
Птмц = 160 · 28200 = 17098400 руб.
Потери в результате уничтожения (повреждения) товарно–материальных ценностей третьих лиц не произошло.
Ппп = 222 000 + 17098400= 17320400 руб.
Затраты на локализацию/ликвидацию и расследование аварии принимаются как 10% от величины прямого ущерба:
Пла = 0,1 · 17350400 = 1732040 руб.
Социально–экономические потери Псэ = 0 т.к. ни кто при аварии не пострадал.
Косвенный ущерб, Пн.в. вследствие аварии определим по формуле
Пн.в = Пз.п + Пн.п + Пш + Пн.п.т.л (5.6)
где Пз.п – заработная плата и условно–постоянные расходы за время простоя объекта, руб.;
Пн.п – прибыль, недополученная за период простоя объекта, руб., не учитывается, т.к. на предприятии имеются достаточные запасы сырья для безостановочной работы на время ликвидации аварии.
Пш – убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени, руб , отсутствуют и не учитываются.;
Пн.п.т.л – убытки третьих лиц из–за недополученной прибыли, руб., не учитывается, третьи лица убытки не понесли.
Величина Пзп определяется по формуле:
Пзп = (Vзп N + Vуп) Тпр, (5.7)
где Vзп – средняя заработная плата одного сотрудника предприятия, руб./день, Vзп = 1000 руб./день;
N – численность сотрудников, не использованных на работе по причине простоя, чел., N = 0 чел.;
Vуп – условно–постоянные расходы, руб., Vуп = 80 тыс.руб.;
Тпр – продолжительность простоя объекта, дни, Тпр = 10 дней.
Пнв = Пзп = (1000· 0 + 80000) 10 = 800 000 руб.
Экологический ущерб определяется как сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды
Пэкол = Эа + Эв + Эп + Эб, (5.8)
где Эа – ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;
Эв – ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;
Эп – ущерб от загрязнения почвы, руб.;
Эб – ущерб, связанный с уничтожением биологических ресурсов, руб.
При данной аварии экологический ущерб будет складываться от загрязнений атмосферы и загрязнений почвы.
Пэкол = Эа + Эп ,
Ущерб от загрязнения атмосферы будет равен сумме ущербов по всем загрязняющим веществам, содержащимся в нефтепродуктах:
Эа = Σ 5 КИ Сα Mα, (5.9)
где КИ – коэффициент инфляции, КИ = 2,20 для нормативов 2013 г.
С – ставка платы за выброс одной тонны загрязняющих веществ в атмосферу в пределах установленного лимита, руб./т.;
М – масса загрязняющих веществ, выделяющихся при горении нефти.
Ставка платы С определяется по формуле
Сα = Кα Нбаз.α, (5.10)
где К – коэффициент эмиссии загрязняющих веществ, для каждого вида загрязняющих веществ;
Нбаз. – базовый норматив платы, принимается для каждого вида загрязняющих веществ.
Масса загрязняющих веществ определяется по формуле
Mα = Кα КЭА Кнп M, (5.11)
где Кнп – коэффициент полноты сгорания нефтепродуктов, принимается в зависимости от подстилающей поверхности, Кнп = 1 т.к. почвенный покров не влияет на полноту сгорания нефтепродуктов;
КЭА – коэффициент экологической ситуации, КЭА = 1 для Дальневосточного округа;
М – масса горящих нефтепродуктов, т, М=160 т.
Результаты расчетов ущерба окружающей среде приведены в таблице 5.1
Таблица 5.1 – Результаты расчетов ущерба окружающей среде
|
Загрязняющее вещество |
K, кг/кг |
Сα руб./т. |
М, т |
Величина ущерба, С·М,руб. |
|
Оксид углерода |
7,06 x 10–3 |
25 |
0,50832 |
12,708 |
Продолжение таблицы 5.1
|
Сероводород |
1×10–3 |
10 325 |
0,072 |
743,4 |
|
Оксиды азота |
2,61×10–2 |
1 375 |
1,8792 |
2583,9 |
|
Оксиды серы |
1×10–3 |
1 650 |
0,072 |
118,8 |
|
Сажа |
1,29×10–2 |
1 650 |
0,9288 |
1532,52 |
|
Синильная кислота |
1×10–3 |
8 250 |
0,072 |
594 |
|
Пятиокись ванадия |
2,3×10–5 |
41 250 |
0,001656 |
68,31 |
|
Бензапирен |
6,9×10–8 |
82 500 000 |
0,000004968 |
409,86 |
Эа =5 · 2,20 · 6063,498 = 62 150,85 рублей.
Степень загрязнения земель определяется нефтенасыщенностью грунта.
Нефтенасыщенность грунта или количество нефтепродуктов (масса Mвп или объем Vвп), впитавшейся в грунт, определяется по соотношениям:
,
, (4.12)
где Кн – Значение нефтеемкости грунта, Кн = 0,18;
Vгр – объем нефтенасыщенного грунта.
Объем нефтенасыщенного грунта Vгр вычисляют по формуле
, (4.13)
где Fгр– площадь нефтенасыщенного грунта, 420,5 м2;
hcp – средняя глубина пропитки на всей площади нефтенасыщенной земли,0,1 м.
м3.
Тогда объем впитавшихся нефтепродуктов равен
м3.
Размер от загрязнения почвы Эп будет равен размеру от деградации земель.
Размер ущерба от деградации земель Сз рассчитывается по формуле:
Сз = Нс Sз Кп Кздп Кэ Кзд (4.14)
где Hc – норматив стоимости сельскохозяйственных земель;
SЗ – площадь загрязненных земель;
Кп – коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельскохозяйственных земель;
Кздп= 1 – коэффициент для особо охраняемых территорий;
Кэ - Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории экономического района;
Кзд = 0,3 – коэффициент пересчета в зависимости от изменения степени деградации почв и земель.
Сз = 1579 ⋅ 420,5 ⋅ 10-4 ⋅ 5,6 ⋅ 1 ⋅ 1,7 ⋅ 0,3 = 568 889 руб.
Пэкол = 62 150 + 568 889 = 631 039 руб.
Потери при выбытии трудовых ресурсов Пвтр= 0, т.к ни кто не пострадал.
Полный ущерб от ЧС составит, тыс. рублей
Па = 1 561 000+ 156 100 + 0 + 800 000 + 631 039 + 0 = 3 148 139 руб.
Результаты расчета ущерба от аварии вследствие разлития нефтепродуктов представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Ущерб от ЧС вследствие теракта
|
Прямые потери организации, руб. |
Затраты на локализацию, ликвидацию и расследование аварии, руб. |
Социально–экономические потери, руб. |
Косве–нный ущерб, руб. |
Экологи–ческий ущерб, руб. |
Потери при выбытии трудовых ресурсов, руб. |
Общий ущерб от аварии, руб. |
|
1 561 000 |
156 100 |
0 |
800 000 |
631 039 |
0 |
3 148 139 |
Анализируя полученные данные расчета ущерба от аварии, делаем вывод, что затраты на ликвидацию последствий аварии на объекте очень значительны, поэтому задача предупреждения, снижения риска возникновения чрезвычайной ситуации должна быть первостепенной.
Организационно-экономическое обеспечение мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций должно предполагать комплекс мер, направленных на обеспечение контроля за соблюдением мер безопасности, оценку достаточности и эффективности работ по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций на объекте.
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АЗС - Автозаправочная станция;
АСГ/ЛРН - Аварийно-спасательная готовность к ликвидации разливов нефтепродуктов;
АСФ (Н) - Аварийно-спасательное формирование по ликвидации разливов нефтепродуктов;
АРС - Аварийно-ремонтная служба;
АД - Автоцистерна для транспортировки топлива;
ГОСТ - Государственный стандарт;
ГСМ - Горюче-смазочные материалы;
ГУ МЧС России - Главное управление по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям МЧС России;
ГУГПС - Главное управление Государственной противопожарной службы МЧС РФ;
ДВК - Довзрывная концентрация;
ДД - Дежурный диспетчер;
ДС - Диспетчерская служба;
ДТ - Дизельное топливо;
КЧС - Комиссия по чрезвычайным ситуациям;
КЧС и ОПБ - Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности;
ЛВЖ - Легковоспламеняющиеся жидкости;
ЛРН - Ликвидация разливов нефтепродуктов;
ЛЧС(Н) - Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефтепродуктов;
МПРРФ - Министерство природных ресурсов Российской Федерации;
НПБ - Нормы пожарной безопасности;
ООС - Охрана окружающей среды;
ОТВ - Огнетушащее вещество;
ПДВК - Предельно допустимая взрывоопасная концентрация;
ПДК - Предельно допустимая концентрация;
ПП - Постановление Правительства;
ПТБ - Правила техники безопасности;
ПТЭ - Правила технической эксплуатации;
РБ - Раздаточный блок;
PH - Разлив нефтепродуктов;
PC - Ручной пожарный ствол (50-70 мм диаметр условного прохода);
РСЧС - Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
РТП - Руководитель тушения пожара;
СанПиН - Санитарные правила и нормы;
СЗЗ - Санитарно-защитная зона;
СНиП - Строительные нормы и правила;
СП - Свод правил по проектированию и строительству;
ТВС - Топливовоздушная смесь;
ТОН - Типовые отраслевые нормы;
ТРК - Топливно-раздаточная колонка;
ТС - Техническое средство;
ТЭД - Технико-эксплуатационная документация ФЗ Федеральный закон;
ФГУЗ ЦГЭ - Федеральное государственное учреждение здравоохранения «Центр гигиены и эпидемиологии»;
ЧС - чрезвычайная ситуация;
ЧС(Н) - чрезвычайная ситуация, обусловленная разливом нефти или нефтепродуктов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе разработки выпускной квалификационной работы была дана общая характеристика объекта, рассмотрены вопросы обеспечения устойчивого функционирования объекта, предупреждения возможных ЧС. Произведен расчет требуемых сил и средств для ликвидации чрезвычайной ситуации, связанной с разрушением резервуара. Определены технико-экономические показатели объекта, дана оценка ущерба от аварии. В ходе работы были выявлены уязвимые места в области организации защиты объекта от ЧС, связанной с разрушением резервуара.
Рекомендации нефтебазе города Бикин ОАО «Хабаровскнефтепродукт»:
1. Меры по предупреждению аварийных ситуаций должны быть направлены на максимальное снижение масштабов разрушения и защиту персонала, а также на повышение надежности основных технических средств, обеспечивающих стабильную и безаварийную эксплуатацию оборудования.
2. Для защиты от воздействия взрывной волны усилить крепления систем кольцевого орошения резервуаров от передвижной пожарной техники;
3. Проводить обучение и аттестацию персонала по всему комплексу вопросов обслуживания оборудования, промышленной безопасности, ПЛАС, производственным инструкциям и безопасности труда;
4. Поддержание в рабочем состоянии пожарных гидрантов и других средств обеспечения безопасности.
Предложенный комплекс технических решений и мер позволит обеспечить достаточную надежность и эффективность безопасной эксплуатации нефтебазы с необходимой степенью защиты окружающей природной среды при условии полного выполнения своих должностных обязанностей и соблюдения норм и правил эксплуатации обслуживающим персоналом.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Приказ Минэнерго Российской Федерации «Об утверждении Правил технической эксплуатации нефтебаз» от 19 июня 2003 № 232. -12с.
2. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. –М.: Госстрой России, 1993. -32с.
3. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах, утверждена Минтопэнерго России 1 ноября 1995 года. -35с.
4. СНиП 23.01.99. Строительная климатология. -М.: Госстрой России, 1999. -12с.
5. Паспорт безопасности Бикинской нефтебазы ОАО «Хабаровскнефтепродукт» 2012г.
6. План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов Бикинской нефтебазы ОАО «Хабаровскнефтепродукт» 2007г. -132с.
7. Оперативный план пожаротушения на Бикинскую нефтебазу 2007г. -41с.
8. СНиП 21-01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений. –М.: Госстрой России, 1997. -23с.
9. НПБ 105-03. Нормы пожарной безопасности. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, утверждены приказом МЧС РФ от 18 июня 2003 г. N 314. -28с.
10. План локализации и ликвидации аварийных ситуаций Бикинской нефтебазы 2012г. -134с.
11. СанПиН 2.1.4.1074-01. Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. -67с.
12. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. -32с.
13. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июня 1997г. № 116-ФЗ.
14. ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.
15. Федеральный закон «О пожарной безопасности» от 21 декабря 1994г. № 69-ФЗ.
16. Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. № 240.
17. Постановление Госгортехнадзора России РД 09-536-03 «Об утверждении Методических указаний о порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-технологических объектах» от 18 апреля 2003 № 14.
18. Постановление Правительства Российской Федерации «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефтепродуктов на территории Российской Федерации» от 15 апреля 2002 г. № 240.
19. Руководство по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках (окончательная редакция). – М.: ГУ ГПС, ВНИИПО, 1997. – 51 стр.
20. Фролов А.В., Бакаева Т.Н. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда: учеб. пособие для вузов/ под общ. ред. Фролова А.В. – Ростов н/Д.: Феникс, 2005. – 736с.
21. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ.
22. Временное методическое руководство по оценке экологического риска деятельности нефтебаз и автозаправочных станций утверждённое Госкомэкологии РФ от 21 декабря 1999 года.
23. Рекомендации по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории М.: ВНИИПО, 1997, Методика №1.
24. Теребнев В.В. Справочник руководителя тушения пожара. Тактические возможности пожарных подразделений. – М.: Пожкнига, 2004. – 248с.
25. Методика расчета выбросов от источников горения при разливе нефти и нефтепродуктов утвержденная Приказом Государственного комитета по охране окружающей среды от 05 марта 1997г. № 90.
26. Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21 декабря 1994 г. № 68-ФЗ.
27. Постановление Госгортехнадзора России РД 03-496-02 «Об утверждении методических рекомендаций по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах» от 29 октября 2002г. № 63.
28. Постановление Правительства Российской Федерации «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» от 21 августа 2000 г. N 613.
29. Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов, утвержденные Приказом Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации от 27 ноября 1992, с изм. на 18 августа 1993г