5. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ПП МНПП
5. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ПП МНПП 
5.1. Ликвидация аварии на ПП МНПП включает следующие этапы работ:
- обнаружение места аварии;
- подготовительные работы;
- локализация и сбор разлившегося нефтепродукта и выполнение аварийно - восстановительных работ на ПП МНПП;
- ликвидация последствий аварии.
5.2. Обнаружение места аварии
5.2.1. При получении сигнала об аварии на ПП МНПП (по падению давления в трубопроводе, при обнаружении следов выхода продукта на поверхность водоема, реки и т.д.) диспетчер должен действовать согласно плану ликвидации возможных аварий, оповестить руководство ПО АО и принять меры, необходимые по отключению ПП МНПП запорной арматурой, выслать патрульную группу для контрольного осмотра подводного перехода.
5.2.2. Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр ПП МНПП, должна быть обеспечена средствами индивидуальной защиты, сигнальными знаками для ограждения места разлива нефтепродукта, необходимым инструментом, инвентарем, материалами и средствами связи.
В группе назначается старший (руководитель).
Перечень технической оснащенности патрульной группы приведен в Приложении А.
5.2.3. При обнаружении следов выхода нефтепродукта на поверхность патрульная группа должна:
- немедленно сообщить о месте и характере выхода нефтепродукта начальнику ЛПДС (диспетчеру);
- по согласованию с диспетчером закрыть задвижки, отсекающие переход через реку на обоих берегах (если они не закрыты);
- оградить место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники;
- разведать подъезды к руслу реки, выбрать место для установки боновых заграждений;
- сообщить диспетчеру или руководству ЛПДС уточненный маршрут к месту аварии;
- действовать по прибытии аварийных бригад в их составе согласно плану ликвидации возможных аварий.
5.2.4. Диспетчер РДП по согласованию с руководством ПО одновременно с наземным контрольным осмотром места аварии патрульной службой в течение 1 часа в рабочее время и не позднее 2-х часов в нерабочее время может организовать отправку вертолетов для доставки группы воздушного патрулирования. Патрульная группа оснащается так же, как и наземная (см. п. 5.2.2, Приложение А).
5.2.5. Обнаружение точного места дефекта на ПП МНПП при малых утечках может производиться с помощью течеискателей АЭТ-1 МСС, ТЭА-11 или другими приборами, а также визуально при водолазном обследовании.
5.3. Подготовительные работы
5.3.1. Проведению АВР на ПП МНПП предшествуют подготовительные организационно - технические мероприятия и работы, предусмотренные РД 153-112-014-97 [1] и, кроме того, другие работы, обусловленные спецификой производства АВР на подводных переходах:
- водолазное обследование зоны разработки грунта и очистка ее от топляков, деревьев, пней, кустарника, металлического лома и камней;
- установка вех и светящихся буев для обозначения положения трассы ПП МНПП, места отвала грунта, расположенного вблизи судоходного фарватера (в зимнее время - колышками на льду);
- прокладка по дну троса, служащего водолазу ориентиром (трос окрашивают в белый цвет).
5.3.2. Подготовка, организация и проведение водолазного обследования, а также конструкция снаряжения должны соответствовать требованиям РД 31.84.01-90 [21].
5.3.3. Подготовительные работы и мероприятия выполняются в соответствии с утвержденным планом ликвидации возможных аварий, РД 153-112-014-97 [1], инструкциями по эксплуатации используемых технических средств, а также требованиями безопасности, регламентируемыми действующей НТД в системе магистрального транспорта нефтепродуктов.
5.4. Ремонт дефектного участка подводного
перехода трубопровода
5.4.1. Конкретный способ ремонта дефектного участка ПП МНПП выбирается в зависимости от вида и месторасположения дефекта, ширины пересекаемой водной преграды, наличия резервной нитки и др. условий.
5.4.2. Ремонт дефектного участка в подводной части трубопровода включает следующие виды работ:
- подводные земляные работы и ликвидация повреждения;
- освобождение аварийного участка от нефтепродукта и промывка его водой;
- очистка дефектного участка от старого покрытия (футеровки, изоляции);
- герметизация места повреждения или замена дефектного участка;
- изоляция трубопровода.
5.4.3. В зависимости от принятой схемы ремонта земляные работы могут включать:
- планировку или устройство площадок для размещения ремонтной техники и обустройство подъездных путей;
- вскрытие ремонтируемого трубопровода в русловых и береговых участках;
- устройство земляного амбара или котлована для складирования откачиваемого продукта из аварийного участка нефтепродуктопровода;
- устройство ремонтного котлована;
- засыпку отремонтированного участка.
5.4.4. Устройство площадки для размещения необходимых технических средств для выполнения АВР и устройство земляного амбара или обвалования для сбора нефтепродукта осуществляются в береговой зоне в соответствии с требованиями РД 153-112-014-97 [1].
5.4.5. Земляные работы по вскрытию подводного трубопровода в месте расположения дефекта производятся, как правило, с помощью передвижных насосных установок со сменными рабочими органами (гидромониторов, грунтососов, гидроэжекторов и др.).
5.4.6. При принятии решения о замене участка ПП МНПП большой протяженности, прокладке новой нитки, ремонте с подъемом над поверхностью воды земляные работы проводятся такими же средствами, что и при строительстве.
5.4.7. При выборе типа механизма для подводной разработки траншеи необходимо учитывать:
- физико - механические свойства грунтов;
- характеристику водной преграды (ширину, глубину, скорость течения, волнения, судоходность);
- технические и технико - экономические показатели применяемых средств;
- условия транспортировки грунта в места отвалов с учетом требований охраны окружающей среды;
- возможность доставки техники на ремонтируемый переход.
5.4.8. До начала производства подводных земляных работ должны быть выполнены подготовительные работы, указанные в п. 5.3.1.
5.4.9. Так как отрываемая траншея (ремонтный котлован) под действием движения донных отложений заносится грунтом, в плане ликвидации возможных аварий должен быть указан расчетный суточный объем наносов, откладывающихся по всей длине траншеи на русловом участке со средними скоростями 0,5 м/с и более. Общая суточная производительность землеройных машин, работающих на этом участке, должна не менее чем в 2 раза превышать расчетный суточный объем наносов, откладывающихся по всей длине траншеи.
5.4.10. Ширину траншей по дну без учета заносимости определяют по формуле:
---------------------
/ 2 2
B = D + ДЕЛЬТА b + \/ ДЕЛЬТА b + ДЕЛЬТА b ,
н в р t
где:
D - наружный диаметр вскрываемого трубопровода с учетом
н
изоляции и футеровки;
ДЕЛЬТА b - расстояние от поверхности конструкции трубопровода
в
подошвы откоса, необходимое для работы водолаза или аквалангиста,
принимаемое равным 0,7 м;
ДЕЛЬТА b - производственные отклонения размеров
р
разрабатываемой траншеи от проектных величин согласно
СНиП 3.02.01-87, для земснарядов и гидроэжекторов это составляет
1,2...1,6 м;
ДЕЛЬТА b - отклонение оси трубопровода от оси траншеи.
t
В соответствии с указанными размерами дна траншеи и учетом крутизны откоса, принимаемой по таблице 4, определяется суммарный объем разрабатываемой траншеи, необходимый для выполнения ремонтно - восстановительных работ на ПП МНПП.
Таблица 4
КРУТИЗНА ОТКОСОВ ПОДВОДНЫХ И БЕРЕГОВЫХ ТРАНШЕЙ
┌────────────────────────┬───────────────────┬───────────────────┐ │ Наименование грунтов │ Подводные траншеи │ Береговые траншеи │ │ ├───────────────────┴───────────────────┤ │ │ глубина │ │ ├────────┬──────────┬────────┬──────────┤ │ │ до 2,5 │более 2,5 │ до 2,5 │более 2,5 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески пылеватые и мелкие│ 1:2,5 │ 1:3 │ - │ - │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески мелкие │ │ │ 1:1,15 │ 1:2 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески средней крупности │ 1:2 │ 1:2,5 │ 1:1,25 │ 1:1,5 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески неоднородного │ 1:1,8 │ 1:2,3 │ │ │ │зернового состава │ │ │ │ │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески крупные │ 1:1,5 │ 1:1,8 │ 1:1,25 │ 1:1,5 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Пески гравийные и │ 1:1 │ 1:1,5 │ 1:0,75 │ 1:1 │ │галечниковые │ │ │ │ │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Супеси │ 1:1,5 │ 1:2 │ - │ - │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Суглинки │ 1:1 │ 1:1,5 │ 1:0,67 │ 1:1,25 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Глины │ 1:0,5 │ 1:1 │ 1:0,5 │ 1:0,75 │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Предварительно разрых- │ 1:0,5 │ 1:1 │ 1:0,25 │ 1:0,25 │ │ленный скальный грунт │ │ │ │ │ ├────────────────────────┼────────┼──────────┼────────┼──────────┤ │Заторфованные │по │по проекту│ - │ - │ │ │проекту │ │ │ │ └────────────────────────┴────────┴──────────┴────────┴──────────┘
5.4.11. При разработке траншеи гидромонитором, гидроэлеватором или эрлифтом водолазом устраивается забой направлением струи вниз под углом 40 - 50 град. к горизонтальной поверхности.
5.4.12. При отрицательных температурах разработка подводного грунта выполняется при условии:
- утепления рабочих мест и вспомогательных трубопроводов;
- устранения течей воды в стыках трубопроводов, из задвижек и клапанов;
- готовности технических средств для устройства и поддержания майн и для выполнения ледокольных работ.
5.4.13. Для сохранения в районе работ незамерзающей майны на дно укладываются трубы с отверстиями до 2 мм, просверленными с интервалом 0,5 - 1 м, через которые подается сжатый воздух от компрессора, или незамерзающая акватория в зоне работы механизмов поддерживается с помощью потокообразователя, пневматической установки или подачи на акваторию теплоносителя (пара или горячей воды).
5.4.14. Для транспортировки грунтосмеси зимой по пульпопроводу на льду в местах его шарнирных соединений устраиваются санные полозья.
5.4.15. Для предупреждения промерзания пульпопровода и образования в нем пробок, пульпопровод укладывается с уклоном, а также промывается чистой водой перед каждой остановкой.
5.4.16. Разработку грунта небольшими земснарядами рекомендуется вести с санного основания, которое представляет собой рамную конструкцию, изготовленную из труб. При этом необходимо определить грузоподъемность льда.
Толщина льда для безопасного размещения груза при отсутствии вблизи вскрытых майн и трещин определяется с помощью формулы:
h = (13...15) x P,
где:
h - толщина покрова (льда), см;
P - вес груза, установленного на лед, тонн.
Допустимая толщина монолитного льда при перемещении по нему людей и транспорта приведена в таблице 5.
Таблица 5
ДОПУСТИМАЯ ТОЛЩИНА МОНОЛИТНОГО ЛЬДА ПРИ ПЕРЕМЕЩЕНИИ
ПО НЕМУ ЛЮДЕЙ И ТРАНСПОРТА
┌────────────────────┬─────────┬──────────────────┬──────────────┐ │ Наименование груза │ Вес в т │Толщина льда в см │ Минимальное │ │ │ │при температуре от│расстояние до │ │ │ │-1 до -20 град. C │кромки льда, м│ │ │ │ (пресного) │ │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │Человек с ношей │ 0,1 │ 10 │ 5 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │Гужевой транспорт │ 1,2 │ 20 │ 11 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │Автомашина с грузом │ 3,5 │ 25 │ 19 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │То же │ 6,5 │ 35 │ 25 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │То же │ 10,0 │ 40 │ 26 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │Трактор с грузом │ 20,0 │ 55 │ 30 │ ├────────────────────┼─────────┼──────────────────┼──────────────┤ │То же │ 40,0 │ 95 │ 38 │ └────────────────────┴─────────┴──────────────────┴──────────────┘
5.4.17. Засыпается ремонтный котлован под водой методом рефулирования.
Для уменьшения уноса грунта на несудоходных реках небольшой глубины применяют систему направляющих, состоящих из отдельных секций, подвешенных друг к другу.
Грунт подается с берега через приемный бункер, работающий по принципу эжектирования и транспортировки по пульпопроводу. Бункер загружается с помощью бульдозера или экскаватора.
Освобождение аварийного участка ПП МНПП
от нефтепродукта и промывка его водой
5.4.18. Работы по опорожнению аварийного участка ПП нефтепродуктопровода от продукта и промывке его водой необходимо выполнять в следующей последовательности:
- закрыть береговые задвижки, отсекающие аварийный участок;
- врезать вантузы и подготовить обвязку для откачки нефтепродукта в резинотканевый резервуар или закачки его в параллельный трубопровод, закачки воды (воздуха);
- подготовить котлован или емкость для сбора нефтепродукта;
- подсоединить необходимые механизмы и оборудование;
- вытеснить нефтепродукт из трубопровода в параллельный трубопровод или котлован путем принудительной подачи воды (воздуха) в аварийный участок (или иным способом).
Одна из возможных схем вытеснения нефтепродукта в параллельный трубопровод представлена на рисунке 1 <*>.
--------------------------------
<*> Здесь и далее рисунки не приводятся.
5.4.19. В зависимости от характера аварии и от местных условий для сбора вытесненного нефтепродукта и водоэмульсионной нефтепродуктопроводной смеси могут использоваться следующие емкости и сооружения:
- резервуарные парки близлежащих перекачивающих станций;
- неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;
- земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы - накопители;
- мягкие резинотканевые резервуары или другие емкости.
Вытесненный из аварийного участка нефтепродукт заменяется водой.
5.4.20. Решение о виде ремонта аварийного участка принимается в зависимости от вида дефекта и конструктивной особенности ПП МНПП, степени его загрузки.
5.4.21. Перед проведением работ по герметизации необходимо уравновесить внутреннее гидростатическое давление, т.к. избыточное давление способствует образованию зоны нарушения адгезионной связи (при ремонте клеевыми композициями).
5.4.22. В зависимости от характера повреждения трубы применяются методы герметизации, представленные в таблице 6.
Таблица 6
МЕТОДЫ ГЕРМЕТИЗАЦИИ
┌───┬────────────────────────┬───────────────────────────────────┐ │ N │ Характер повреждения │ Метод ремонта │ │п/п│ │ │ ├───┼────────────────────────┼───────────────────────────────────┤ │ 1 │Свищ или трещина длиной │Установка пробок (рисунок 2), │ │ │менее 50 мм │аварийных хомутов, разъемных │ │ │ │зажимов (рисунок 3), заплаты с │ │ │ │последующим бандажированием [12] │ ├───┼────────────────────────┼───────────────────────────────────┤ │ 2 │Свищ площадью более │Накладка на дефектный участок │ │ │5 кв. см │металлической пластины толщиной │ │ │ │0,5 - 0,2 мм с перекрытием дефекта │ │ │ │на 5 - 10 мм на сторону, далее │ │ │ │формирование под водой пластыря │ │ │ │путем вырезки склеивания из холста │ │ │ │4 - 8 заготовок размером на 150 - │ │ │ │200 мм больше дефекта │ ├───┼────────────────────────┼───────────────────────────────────┤ │ 3 │Свищ более 10 кв. см │Накладка пластыря: на неотвердевший│ │ │ │пластырь накладывается │ │ │ │стеклопластиковый бандаж или │ │ │ │постоянный металлический хомут │ │ │ │(разъемный зажим). Накладка заплаты│ │ │ │из листовой стали толщиной 1 - 2 │ │ │ │мм, алюминиевой фольги 0,05 мм или │ │ │ │из стекловолокнистого материала с │ │ │ │прихваткой ленточными хомутами │ ├───┼────────────────────────┼───────────────────────────────────┤ │ 4 │Наличие на небольшом │Установка муфты (рисунок 4), │ │ │участке нескольких сви- │которую заливают клеевым компаундом│ │ │щей или значительная │[12] │ │ │длина дефекта на трубе │ │ └───┴────────────────────────┴───────────────────────────────────┘
Схема расстановки машин и механизмов при герметизации поврежденного участка трубопровода представлена на рисунке 5.
5.4.23. Работы по герметизации дефектов с применением клеевых композиций включают следующие этапы:
- разметка ремонтируемого участка и очистка от старого покрытия;
- установка кондуктора, обеспечивающего точное размещение заплаты и элементов крепления (рисунок 6);
- подгонка заплаты по всему профилю дефектного участка (зазор не более 0,5 мм, а длина нахлеста не менее 50 мм);
- покрытие заплаты и ремонтируемого участка слоем клея;
- накладывание заплаты на дефектное место с небольшими возвратно - поступательными движениями в разные направления;
- фиксация заплаты 4 - 8 слоями стеклоленты или металлическими хомутами;
- восстановление нарушенной изоляции;
- испытание отремонтированного участка [12].
5.4.24. Аварийный ремонт подводного трубопровода с заменой дефектного участка может выполняться:
- с использованием конструкции "труба в трубе";
- с заменой дефектного участка:
с подъемом участка ПП над поверхностью воды (льда);
с применением кессонов (полукессонов).
5.4.25. Замена поврежденных участков под водой осуществляется с помощью кессона, с двумя вариантами входа и выхода:
через шахтный колодец (сухой способ);
со дна (мокрый способ).
Кессоны рассчитаны для работы на глубинах до 10 м, если водолазы спускаются с поверхности воды, и до 30 м - при их входе в кессон со дна.
Для работы с кессонами необходимо оборудование, обеспечивающее их функции.
5.4.26. Для выполнения ремонта поврежденного трубопровода с применением кессонов комплектуется водолазная станция. Кроме основного состава, в состав водолазной станции назначается дополнительный персонал для проведения сварочных работ, монтажа и демонтажа кессона, подачи новой катушки и выполнения других подсобных работ.
Порядок пуска нефтепродуктопровода
после ликвидации аварии
После завершения всех аварийно - восстановительных работ при положительных результатах качества выполненных работ руководитель работ по ликвидации аварии организует:
- доставку групп для открытия задвижек;
- сообщение телефонограммой диспетчеру ПО об окончании работ и готовности трубопровода к возобновлению перекачки;
- открытие береговых задвижек по указанию диспетчера ПО, проверку герметичности отремонтированного участка статическим давлением;
- проверку на герметичность и прочность отремонтированного участка и технологических соединений после вывода нефтепродуктопровода на режим перекачки.
При удовлетворительном состоянии участка в дальнейшем выполняются:
- очистка и изоляция мест присоединения отремонтированного участка к нефтепродуктопроводу; засыпка ремонтного котлована;
- установка на вантузах заглушек, установка щитов с запрещающими знаками по ГОСТ 26600-85.
5.5. Локализация и сбор разлившегося нефтепродукта
5.5.1. Работы по локализации разливов нефтепродукта на акватории рек и водоемов включают следующие операции:
- ограничение движения пятна нефтепродукта к береговым зонам базирования народнохозяйственных объектов, населенных пунктов, водозаборов и т.д.;
- локализацию разлива нефтепродукта;
- сбор разлившегося нефтепродукта.
5.5.2. Ограничение направления движения и локализация пятна нефтепродукта производятся установкой плавучих боновых заграждений.
5.5.3. Установка боновых заграждений при локализации разливов нефтепродукта должна производиться в соответствии с инструкцией, разработанной изготовителем данного типа боновых заграждений, и включает следующие технологические операции:
- выбор площадки на берегу для расстановки оборудования для развертывания и установки бонов;
- расстановка береговых мертвых опор для крепления секций боновых ограждений;
- развертывание на берегу, подготовка и сборка секций боновых ограждений;
- спуск собранных секций на воду; расстановка и крепление боновых ограждений в русловой части реки;
- окончательная расстановка боновых заграждений в русловой части реки и крепление их к береговым опорам.
5.5.4. Место локализации (установки БЗ) определяет руководитель АВР с таким расчетом, чтобы к моменту подхода головной части пятна нефтепродукта были закончены работы по установке БЗ и подготовке к работе сборщиков нефтепродукта.
5.5.5. Варианты расстановки БЗ выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом скорости течения реки и категорий рек.
Для несудоходных рек может быть предложен вариант полного перекрытия реки, а для судоходных рек по схемам:
серия "елочка" (колос), каскад. Возможные варианты расстановки БЗ приведены на схемах рисунка 7.
Установка БЗ перпендикулярно к течению может осуществляться при скорости течения до 0,35 м/сек. При больших скоростях течения БЗ устанавливаются под углом.
Угол и длина установки БЗ выбираются по номограмме (рисунок 8) или рассчитываются по формуле:
0,35
sin альфа = ----,
V
где:
альфа - угол установки БЗ в плане;
V - скорость течения реки, м/с.
Рисунок 8. Номограмма для определения длины и угла
установки бонового заграждения и точки расположения
береговых анкерных креплений
Примечания. Длина и угол установки боновых заграждений с помощью номограммы определяются в следующей последовательности:
1. В зависимости от скорости течения реки V выбирается луч, исходящий из точки анкерного крепления A, который соответствует углу установки боновых заграждений тэта.
2. Из точки, соответствующей ширине перекрываемого русла R, опускается перпендикуляр до пересечения с выбранной линией заграждения.
3. Полученный отрезок прямой проектируется на вертикальную ось, расположенную на номограмме справа. Длина проекции (отрезка на вертикальной оси справа) определяет величину расстояния до анкерного крепления заграждения вниз по течению Д.
4. Длина заграждения реки L определяется по формуле:
Д
L = --------.
sin тэта
5.5.6. Длина секций заграждения определяется расчетом при условии, что общее продольное усилие, действующее на БЗ и нефтесборщик, не превышало допустимую нагрузку на несущие элементы БЗ.
5.5.7. Эффективность работы БЗ зависит от их правильного крепления на берегу и в воде. Для закрепления оттяжек БЗ необходимо применять заглубленные или поверхностные якоря.
Разборные якоря, состоящие из бетонных элементов, соединяются между собой с помощью болтовых соединений. Габаритные размеры и масса заглубленных и поверхностных бетонных якорей определяются в зависимости от сил трения якоря о грунт и силы воздействия грунта на переднюю упорную плоскость якоря.
Необходимо производить расчет бетонных якорей на устойчивость от опрокидывания и сдвиг.
Поверхностные якоря, состоящие из металлической рамы и бетонных блоков (камней), для увеличения сопротивления сдвигу изготовляются с вертикальными ножами, заглубленными в грунт. В этом случае производится расчет сил трения металлической рамы о грунт и сопротивления грунта резанию (проверка на устойчивость от опрокидывания).
Кроме анкеровки оттяжки, удерживающей плавучее заграждение, необходимо дополнительно закрепить секцию, примыкающую к берегу, с таким расчетом, чтобы предотвратить смещение при изменении положения БЗ.
5.5.8. Эффективность боновых заграждений определяется следующими показателями:
- временем подготовки заграждений к установке;
- временем развертывания и крепления заграждений на воде;
- оптимальным углом установки, обеспечивающим устойчивость заграждения на течении;
- эффективностью локализации и удержания нефтепродукта;
- максимальным усилием при перемещении заграждения;
- максимальным усилием при удержании боновых заграждений в рабочем положении.
Характеристика боновых заграждений приведена в таблице 7.
Таблица 7
СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ХАРАКТЕРИСТИКИ БОНОВЫХ ЗАГРАЖДЕНИЙ
┌──────────────┬─────┬───────────────────────────────────────────┐ │Характеристика│Еди- │ Типы БЗ │ │ │ница ├───────┬──────┬─────┬──────┬───────┬───────┤ │ │изме-│ АО │ РОЗ │ Уж │Аэро- │метал- │метал- │ │ │рения│"АЦКБ" │ АЗС │ │зур │личес- │личес- │ │ │ │ │ │ │Бале- │кие БЗ │кие БЗ │ │ │ │ │ │ │вар │из │из труб│ │ │ │ │ │ │323 │труб │диамет-│ │ │ │ │ │ │ │диамет-│ром │ │ │ │ │ │ │ │ром │720 мм │ │ │ │ │ │ │ │720 мм │с юбкой│ │ │ │ │ │ │ │ │из ме- │ │ │ │ │ │ │ │ │талли- │ │ │ │ │ │ │ │ │ческих │ │ │ │ │ │ │ │ │пластин│ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Скорость тече-│м/с │0,25 │0,5 │1,5 │1,5 │1,5 │1,5 │ │ния, при кото-│ │ │ │ │ │ │ │ │рой БЗ сохра- │ │ │ │ │ │ │ │ │няет устойчи- │ │ │ │ │ │ │ │ │вость │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Скорость ветра│м/с │12 │10 │ │ │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Высота волн │м │1,25 │1,25 │ │ │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Исполнение │ │не и/б │не и/б│не │не и/б│не и/б │не и/б │ │ │ │ │ │и/б │ │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Срок службы │лет │ │2 │ │ │не │не │ │ │ │ │ │ │ │реглам.│реглам.│ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Компактность │куб. │ │ │0,03 │ │ │ │ │укладки для │м/м │ │ │ │ │ │ │ │транспортиров-│ │ │ │ │ │ │ │ │ки и хранения │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Масса 1 пог. м│кг │4,75 │6,0 │4,5 │8,0 │140 │171,2 │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Интервал рабо-│град.│-30... │0... │-5...│-20...│ │ │ │чих температур│C │+40 │+40 │+35 │+70 │ │ │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Длина секции │м │20 │100 │50 │10 │10 - 12│10 - 12│ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Высота экрана:│м │ │ │ │ │ │ │ │надводная │ │0,15 │0,2 │0,20 │0,37 │0,45 │0,2 │ │подводная │ │0,45 │0,5 │0,48 │0,53 │0,27 │0,92 │ ├──────────────┼─────┼───────┼──────┼─────┼──────┼───────┼───────┤ │Разработчик │ │АО │СКБ │г. │Фран- │АООТ │АООТ │ │ │ │"АЦКБ",│"ТНА",│Уфа │ция │УСМН │УСМН │ │ │ │г. │г. │ │ │ │ │ │ │ │Астра- │Астра-│ │ │ │ │ │ │ │хань │хань │ │ │ │ │ └──────────────┴─────┴───────┴──────┴─────┴──────┴───────┴───────┘
5.5.9. Сбор и утилизация нефтепродукта включают следующие технологические операции:
- расстановку сборщиков нефтепродукта на воде в соответствии с принятой схемой и подсоединение их к ограждениям;
- подсоединение сети энергоснабжения и трубопроводной системы отвода собранной водонефтепродуктовой смеси;
- расстановку накопительных емкостей и подсоединение к трубопроводной системе;
- сбор нефтепродукта с подачей в накопительные емкости;
- транспортировку собранной водонефтепродуктовой смеси к местам утилизации продукта;
- разделение водоэмульсионной смеси, утилизацию нефтепродукта и очистку воды до санитарных норм.
5.5.10. Механический сбор плавающего на воде нефтепродукта осуществляется нефтесборщиками, к месту утечки должны быть также подведены средства, которые могут принимать с нефтесборщиков собранный нефтепродукт: танкеры, баржи и т.д.
5.5.11. Если для локализации утечки используется несамоходный сборщик нефтепродукта без собственных энергетических средств, то на место разлива должны быть доставлены технические средства, обеспечивающие его нормальную работу (буксиры, катера, вакуумные автоцистерны, пожарные автомашины).
5.5.12. Сбор продукта нефтесборщиком должен вестись согласно инструкции по эксплуатации нефтесборщика.
5.5.13. Технические характеристики нефтесборщиков приведены в таблице 8.
Таблица 8
СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ТЕХНИЧЕСКИХ ДАННЫХ НЕФТЕСБОРЩИКОВ
┌────────────────┬──────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Характеристики │ Тип нефтесборщика │ │ ├──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬───────┬───────┤ │ │НС │диск │Сала- │НСДУ-2│легкий│НА-15М│уста- │Эгмо- │ │ │"Друж-│(ским) │ват- │ │нефте-│ │новка │рапид │ │ │ба" │Эгмо- │ский │ │сбор- │ │ва- │ │ │ │ │моль │ │ │щик │ │куум- │ │ │ │ │ │ │ │скимер│ │ная │ │ │ │ │ │ │ │ │ │пр. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │4765 │ │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Производитель- │до 10 │40 - 60│до 4 │15 │10 │до 15 │10 - 15│20 - │ │ность, куб. │ │ │ │ │ │ │ │100 │ │м/час │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Габаритные раз- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │меры, м: │ │ │ │ │ │ │ │ │ │длина (диаметр) │0,96 │1,8 │2,07 │1,5 │0,96 │ │2,85 │10,0 │ │ширина │0,96 │1,3 │1,34 │1,5 │0,98 │3,0 │2,06 │2,5 │ │высота │0,34 │0,8 │0,74 │0,3 │0,34 │1,0 │1,7 │3,2 │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Осадка, м │0,17 │ │0,24 │0,2 │0,17 │0,3 │ │1,15 - │ │ │ │ │ │ │ │ │ │0,43 │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Масса, кг │23 │120 │200 │20 │23 │250 │1450 │ │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Обслуживающий │2 │2 - 3 │1 │2 │2 │1 - 2 │2 │2 │ │персонал, чел. │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Привод, тип │элек- │ди- │элект-│рабо- │элек- │элек- │дизель │ди- │ │ │триче-│зель - │родви-│тают │триче-│триче-│ │зель - │ │ │ский │гид- │гатель│сов- │ский │ский │ │гид- │ │ │ │равли- │2,2 │местно│ │ │ │равли- │ │ │ │ческий │кВт │с ва- │ │ │ │ческий │ │ │ │ │ │кууми-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │руемой│ │ │ │ │ │ │ │ │ │авто- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │цис- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │терной│ │ │ │ │ │ │ │ │ │или │ │ │ │ │ │ │ │ │ │любым │ │ │ │ │ │ │ │ │ │само- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │всасы-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │вающим│ │ │ │ │ │ │ │ │ │насо- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │сом │ │ │ │ │ ├────────────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┼───────┤ │Изготовители │АО │Франция│г. Са-│ИПТЭР,│АО МН │АО │ЦКБ │Франция│ │ │"Друж-│ │лават,│АО │"Друж-│"УСМН"│"Астра-│ │ │ │ба" │ │РБ │"УСМН"│ба" │ │хань" │ │ └────────────────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┴───────┘
5.5.14. Нефтепродукт или водонефтепродуктовая смесь от НСБ собирается в емкости (резинотканевые резервуары, амбары), расположенные на берегу или плавсредствах.
Для предотвращения перелива продукта организуется дежурство, при котором обеспечивается подсыпка обвалования котлована при гарантированной разнице уровня нефтепродукта в котловане и верха обвалования в 0,5 м.
5.5.15. Собираемый нефтепродукт НСБ откачивается в специально подготовленные емкости. Схема установки боновых заграждений и нефтесборщиков в потоке представлена на рисунке 9.
5.5.16. В тех случаях, когда сбор с поверхности воды нефтепродукта механическими средствами и другими методами невозможен, принимается решение о удалении нефтепродукта с помощью впитывающих препаратов (сорбентов).
В качестве сорбентов могут применяться следующие материалы:
- неорганические - перлит, вермикулит (после специальной обработки);
- органические - вылущенные початки кукурузы, солома, измельченный торф, опилки, волокна целлюлозы;
- синтетические - пенопласт, полиуретан, полипропилен, обрезки тканей и т.д.
Порядок и условия применения сорбирующих материалов для локализации утечки, необходимое их количество, способы нанесения на поверхность воды и сбора с поверхности, методы утилизации собранного нефтепродукта и повторного использования сорбентов определяются инструкциями заводов - изготовителей сорбирующих материалов.
Во всех случаях порядок и условия применения сорбентов должны быть предварительно согласованы с природоохранными органами.
5.5.17. Технические характеристики сорбентов и результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 9.
Таблица 9
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СОРБЕНТОВ
┌───────┬────────┬─────────┬──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬─────┬────────┬───────┐ │Сорбен-│ Основа │Форма │Плот- │Нефте- │Нефте-│Плаву-│Водо- │Ток- │Стои-│Способ │Упаков-│ │ты │сорбента│представ-│ность,│ем- │ем- │честь,│пог- │сич- │мость│утилиза-│ка, кг │ │ │ │ления │г/см │кость, │кость │ч │лоще- │ность │1 кг,│ции │ │ │ │ │ │ │г/г │при │ │ние, │ │долл.│ │ │ │ │ │ │ │ │t = │ │г/г │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │+4 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │град. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │C, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │г/г │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8 │ 9 │ 10 │ 11 │ 12 │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │ПИТ │Торф │Крошка / │-/0,16│6...7/4│-/3,6 │240 │Гидро-│Без- │7 │Сжига- │22 (п/э│ │СОРБ │ │мелкодис-│ │ │ │ │фобн. │вредн.│ │ние, │мешок) │ │ │ │перс. │ │ │ │ │/ 1,64│ │ │захорон.│ │ │ │ │крошка │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │Турбо- │Торф │Крошка / │-/0,11│3,6 │-/3,6 │ - │Гидро-│Без- │5,8 │Сжига- │30 (п/э│ │сорб. │ │полидисп.│ │ │ │ │фобн. │вредн.│ │ние при │мешок) │ │ │ │крошка │ │ │ │ │/ 2,03│ │ │t 365 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │град. C │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │Пауэр- │Полотно │Рулон, │ - │13...2,│-/11,4│Не │Гидро-│ - │ - │Отжатие │Рулон │ │сорб. │нетканое│лист, │ │5/12 │ │огра- │фобн. │ │ │ │ │ │ │ │тампон / │ │ │ │ничен.│/ 0,06│ │ │ │ │ │ │ │рулон │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │КФП - │Карба- │Крошка / │0,010 │40...6,│-/52 │Не │Гидро-│Нет │ - │ - │ - │ │сорбент│мидн. │крошка │...0, │0/51 │ │огра- │фобн. │доку- │ │ │ │ │ │пена │ │0,15/ │ │ │ничен.│/ 19,5│мент. │ │ │ │ │ │ │ │0,011 │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │Сибсор-│Торф │Крошка / │-/0,08│7,6... │-/5 │ 72 │Гидро-│Без- │0,4 │Сжигание│П/э │ │бент │ │еств. │ │9, 3/5 │ │ │фобн. │вредн.│ │ │мешок │ │ │ │структура│ │ │ │ │/ 3,29│ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │БТИ-1 │Торф │Крошка / │-/0,06│12...1,│5/- │ 24 │Гидро-│Без- │7 │Сжигание│15 (п/э│ │ │ │мелкодис-│ │5/11 │ │ │фобн. │вредн.│ │ │мешок) │ │ │ │перс. │ │ │ │ │/ 5,21│ │ │ │ │ │ │ │крошка │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───────┼────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼─────┼────────┼───────┤ │ИПМ-3 │Ткань │Мат/мат │ - │8/10 │-/9,4 │Не │Гидро-│Без- │ - │Регене- │10...15│ │ │(пропит.│ │ │ │ │огра- │фобн. │вредн.│ │рация, │(рулон)│ │ │ОДП-240)│ │ │ │ │ничен.│/ 0,15│ │ │сжигание│ │ └───────┴────────┴─────────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴─────┴────────┴───────┘
Примечание. В числителе - технические характеристики разработчиков, в знаменателе - результаты лабораторных испытаний. Стоимость договорная.
5.5.18. В особых случаях, когда применение нефтесборщиков и сорбентов невозможно, разлитый продукт, по согласованию с органами пожарной охраны и местными природоохранными органами, сжигается. Это происходит в основном в местах скопления нефтепродукта перед металлическими боновыми заграждениями и там, где горение нефтепродукта не представляет опасности для близлежащих объектов.
Особенности локализации и сбора пролитого нефтепродукта
на водных объектах в зимнее время при наличии
ледового покрова
5.5.19. Локализация пятна нефтепродукта и направление его в зону сбора при наличии ледового покрова производится с помощью создания во льду направляющих прорезей.
5.5.20. Прорези располагаются под углом к течению реки в зависимости от скорости течения (в соответствии с рекомендуемыми углами установки БЗ). В конце направляющей прорези устраивается майна для размещения нефтесборщика и вспомогательного оборудования. Для направления нефтепродукта к месту сбора устанавливается заграждение в виде непрерывного полотна из листовых материалов с вмораживаемой верхней кромкой, опускаемого под лед на глубину 0,5 - 0,7 м.
Схема локализации и направления пятна нефтепродукта к месту сбора в зимних условиях представлена на рисунке 10.
5.5.21. Ширина прорези выбирается с учетом всплытия частиц нефтепродукта и зависит от скорости течения и толщины льда.
Для сооружения майн и прорезей при небольших толщинах ледового покрова рекомендуется использовать цепные бензопилы (электро-) "Дружба". При толщине льда от 0,25 до 1,1 м рекомендуется применять ледорезную несамоходную фрезерную машину ЛФМ.
При толщине льда более 1,0 м применяется двухбаровая машина БР-000-00.
5.5.22. Ледорезные работы при глубине воды более 0,5 м допускается выполнять после определения приведенной толщины ледяного покрова и его способности выдержать нагрузку (работающей техники).
При измерении толщины ледяного покрова в расчет берется только прочный лед, а слой снежного и пористого пропитанного водой льда не учитывается.
При расчете нагрузки на лед следует учитывать, что прочность льда весной уменьшается вдвое.
Измерение толщины льда в местах передвижения людей и техники производится:
зимой - один раз в десять дней, на быстром течении реки - один раз в неделю;
осенью, весной - ежедневно.
5.5.23. Для предохранения прорези и майн от промерзания необходимо применять меры по утеплению. Для утепления могут создаваться каркасные укрытия парникового типа с подачей во внутрь тепла. При этом необходимо обеспечивать контроль изменения толщины льда с целью обеспечения безопасности работающего персонала. Кроме мер по утеплению для предохранения майн от промерзания могут применяться другие методы.
5.5.24. Технологическая последовательность ледорезных работ заключается в:
- очистке льда от снега;
- разбивке створа и установке вешек на льду;
- установке ледорезной машины в створе;
- резке льда ледорезной машиной;
- извлечении карт льда из майны;
- удалении карт льда от майны.
5.6. Ликвидация последствий аварии на ПП МНПП
5.6.1. Ликвидация последствий аварии ведется параллельно с работами по устранению дефекта на трубопроводе.
5.6.2. В процессе ликвидации последствий аварии проводятся работы по закачке собранного в приготовленных емкостях нефтепродукта в резервную нитку ПП МНПП, бензовозы или отремонтированный трубопровод и работы по уборке замазученной территории и рекультивации почвы. При этом выполняются:
- прокладка трубопроводов от емкостей до передвижных насосных агрегатов и от них до трубопроводов, закачка нефтепродукта насосными агрегатами в нефтепродуктопровод;
- при отсутствии возможности закачки нефтепродукта в трубопровод - вывоз его бензовозами;
- сооружение дренажных канав к ямам - накопителям для притока остатков нефтепродукта.
5.6.3. Ликвидация остатков нефтепродукта на водной поверхности выполняется:
- нанесением сорбентов или адсорбентов (торфа, сорбентов БТИ и т.д.) на замазученную поверхность водоема;
- сбором пропитанных нефтепродуктами сорбентов, их утилизацией, очисткой от нефтепродукта механическим способом.
5.6.4. Уничтожение остатков нефтепродукта в труднодоступных местах при невозможности сбора его существующими способами производится выжиганием (см. п. 5.5.14; 5.5.15).
5.6.5. После устранения замазученности, очистки поверхности земли, ям - накопителей от нефтепродукта выполняются:
- демонтаж трубопроводов, других устройств и уборка территории производства работ;
- рекультивация земель, поврежденных в результате аварии;
- засыпка ям - накопителей, амбаров, канав и траншей землей;
- передача земли землевладельцам для дальнейшего использования по назначению.
5.6.6. Все работы по охране окружающей среды и мероприятия по ликвидации последствий аварии производятся по согласованию с представителями контролирующих органов и инспекций с соблюдением существующих норм и правил.
5.6.7. К особенностям ликвидации последствий аварии в зимних условиях относится необходимость уборки загрязненного льда и снега.
5.6.8. Утилизация льда может производиться на месте путем его растапливания в емкостях и последующего разделения водоэмульсионной смеси на нефтепродукт и воду.
5.6.9. Смыв загрязнения с берегов производится струями воды от пожарных стволов или специальных устройств.
5.7. Оформление исполнительно - технической документации
5.7.1. В ходе выполнения и после окончания ремонтных работ на поврежденном участке ПП нефтепродуктопровода производится оформление исполнительной технической документации на отремонтированный участок ПП МНПП в соответствии с требованиями НТД и оформлением актов по установленным формам.
5.7.2. Материалы по расследованию причин аварии, заключение комиссии, акты экспертизы катушек или образцов труб, предписания инспектирующих органов и другие материалы о мероприятиях по расследованию аварии хранятся в отдельной папке.
5.7.3. В паспорт ПП МНПП вносятся краткие записи о характере аварии и выполненных ремонтных работах, причинах и категории аварии, способе ликвидации, км, ГК, диаметре и толщине смонтированных катушек или труб, типе изоляции. При наличии компьютерной базы данных (паспорта) на ПП МНПП эти данные вносятся в соответствующую базу данных или табличные формы.
5.7.4. Оформление исполнительной технической документации выполняется техническим персоналом ЛПДС, при авариях I и II категорий - отделом эксплуатации ПО.
