Главная База знаний "Allbest" Безопасность жизнедеятельности и охрана труда Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

Состояние проблемы прогнозирования и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной разливом нефти. Сооружения магистральных нефтепроводов, их пожаро-взрывоопасность и причины возникновения аварий. Материально-техническое обеспечение спасательных работ.

Рубрика Безопасность жизнедеятельности и охрана труда
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 08.08.2010
Размер файла 5,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Можно сделать вывод, что вероятность возникновения первого и второго сценария превышает допустимую, и поэтому для МНП УБКУА требуется разработка и принятие мер по повышению надежности, а для этого необходимо прогнозирование последствий ЧС, т.е. определение ее параметров.

Так как из двух сценариев ЧС, вероятности возникновения которых превышают допустимое значение, далее будем рассматривать второй, т.е. пожар пролива нефти.

2.4.2 Оценка количества опасных веществ, способных участвовать в техногенной аварии, сопровождающейся проливом

При разрушении магистрального нефтепровода объём вытекшей жидкости определяется по формуле [72]:

(2.2)

где - давление перекачки, составляющее 5 МПа;

Q - расход нефти, равный 0,06 м3/с [80];

t - время перекрытия задвижек, равное 3600 с (так как ЧС произошла на линейной части МНП, расположенной в значительном удалении от ЛПДС, а так же длина отрезка между соседними задвижками составляет 12,6 км);

D - диаметр трубопровода, 500 мм;

L - длина отрезка между соседними задвижками, 12,6 км.

Таким образом, объем вытекшей нефти составляет 250 м3.

2.4.3 Определение массы нефти, разлившейся при ЧС

Количество пролившейся нефти, вследствие разгерметизации нефтепровода, рассчитывается:

, (2.3)

где - плотность нефти при расчетной температуре, кг/м3;

- объем вытекшей нефти, 250 м3;

Е - коэффициент заполнения трубопровода нефтью (Е = 0,79).

Таким образом, масса разлившейся нефти составляет:

т.

2.4.4 Определение площади растекания и толщины слоя разлившейся нефти

Линейный размер разлития нефти при аварии на линейной части МНП зависит от объёма вытекшей жидкости и условий растекания. При свободном растекании диаметр разлития может быть определён из соотношения [72]:

d= (2.4)

где V - объём жидкости, 250 м3;

Толщина слоя разлившейся нефти рассчитывается по формуле:

, (2.5)

где V- объем разлившейся жидкости, 250 м3,

F - площадь растекания нефти, м2, которая определяется по формуле:

(2.6)

Таким образом, диаметр разлития составит:

d= м

Площадь растекания:

м2

Толщина слоя разлившейся нефти:

0,05 м.

2.4.5 Определение количества нефти, впитавшейся в грунт

Количество нефти (масса Мвп или объем Vвп), впитавшейся в грунт, определяется по соотношениям [62]:

Мвп=Кн· Vгр· с, (2.7)

Vвп=Кн· Vгр , (2.8)

где с - плотность нефти, 0,86 т/м3[20];

Vгр - объем нефтенасыщенного грунта, м3;

Кн - нефтеемкость грунта, 0,16 % [52].

Объем нефтенасыщенного грунта вычисляется по формуле:

Vгр=Fгр· hср , (2.9)

где Fгр - площадь нефтенасыщенного грунта, равная площади пролива нефти, т.е 5024 м2;

hср - средняя глубина пропитки грунта по всей площади, принимается равной 0,15 м.

Объем Vгр нефтенасыщенного грунта составляет:

Vгр=50240,15=754 м3.

Масса нефти, впитавшейся в грунт, составляет:

Мвп=0,16 7540,86=104 т.

Объем нефти, впитавшейся в грунт, составляет:

Vвп=0,16· 754 = 121 м3.

Таким образом, объем нефтенасыщенного грунта составляет 754 м3, объем нефти, впитавшейся в грунт равен 121 м3, количество нефти, впитавшейся в грунт, равно 104 т.

2.4.6 Определение зоны образования взрывоопасных концентраций паров нефти в приземном слое атмосферы

Зоны взрывоопасных концентраций при испарении нефти с поверхности разлива определяют для наиболее неблагоприятного варианта - при подвижности воздуха, равной нулю (штиль), и температуре нефти, равной среднемесячной температуре самого жаркого месяца.

Среднемесячная температура июля для нефтепровода, проходящего по территории Республики Башкортостан, принята по нормативным данным равной 19 °С.

Время испарения нефти принято равным одному часу, т.е. количеству времени до момента появления источника зажигания. Глубина взрывоопасной зоны определяется по формуле:

, (2.10)

где Хзвк- расстояние от источника испарения, м;

А- константа, равная 0,17 [62];

i - интенсивность испарения, кг/с;

ф - продолжительность испарения, с, ф=3600 с;

цнп - нижний концентрационный предел распространения пламени для нефти, кг/м3.

Интенсивность испарения нефти определяется по формуле:

, (2.11)

где Мп - молярная масса нефти (т.к. при разлитии нефти испаряются легкие углеводороды то, в расчетах используется молярная масса бензина, равная 61,525 кг/кмоль);

РS - давление насыщенных паров нефти, кПа;

Fзр- площадь зоны разлива нефти, м2;

Давление насыщенных паров нефти определяется по формуле:

, (2.12)

где tн - температура нефти, ?С;

tвсп- температура вспышки нефти в закрытом тигле, равная минус 31?С.

Расчетная температура при испарении нефти принята равной среднемесячной температуре ОПС для июля 19?С.

Тогда давление насыщенных паров нефти составляет:

кПа.

Интенсивность испарения нефти, подставив известные данные в (2.11), составляет:

=0,42 кг/с

Глубина взрывоопасной зоны по формуле (2.10) составляет:

м.

Взрывоопасная зона отражена на карте расположения объекта на рисунке 1В в приложении В.

2.4.7 Определение массы паров нефти, поступившей в окружающее пространство при ЧС

Масса паров нефти, поступившей в окружающее пространство при ЧС рассчитано по формулам, приведенным в [62].

Масса паров нефти, поступивших в окружающее пространство:

, (2.13)

где w-- интенсивность испарения, кг/(см2);

Fи -- площадь испарения, принимается равной площади разлива нефти 5024 м2;

T - время испарения нефти, принято равным одному часу, т.е. количеству времени до момента появления источника зажигания.

Интенсивность испарения рассчитывается по формуле:

, (2.14)

где - безразмерный коэффициент (принимается равным 1),

М - молярная масса нефти (т.к. при разлитии нефти испаряются легкие углеводороды то, в расчетах используется молярная масса бензина, равная 61,525 кг/кмоль);

Рн- давление насыщенных паров нефти, равное 13,3 кПа.

Интенсивность испарения по формуле 2.14 составляет:

кг/(см2)

Масса паров нефти, поступивших в окружающее пространство, равна:

кг.

2.4.8 Определение зоны опасных давлений ударной волны

Зоны опасных давлений ударной волны взрыва определены для чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефти и ее испарением.

Для проведения расчетов радиуса зон опасных значений ударной волны взрыва при сгорании паровоздушных облаков используется следующее выражение:

при mП<5000 кг, (2.15)

где Ri- радиус класса опасной зоны с заданным избыточным давлением на границе зоны, м;

Кi- коэффициент взаимосвязи величины избыточного давления с радиусом опасной зоны;

mП- масса испарившихся паров с поверхности разлива нефти, кг.

При этом определяем радиусы зон избыточного давления всех классов, в которых возможны малые, умеренные, средние, сильные и полные разрушения зданий и сооружений [72].

Классификация и характеристика зон разрушений в зависимости от значений избыточного давления во фронте ударной волны взрыва определялись по приведенной ниже таблице 2.4.

Определим радиусы зон избыточного давления всех классов. По формуле (2.15) рассчитаем радиус зоны полных разрушений зданий и сооружений:

м.

Результаты проведенных расчетов отражены в таблице 2.5.

Таблица 2.4 - Классификация и характеристика зон разрушений в зависимости от значений избыточного давления во фронте ударной волны взрыва

Класс

зоны

Кi

Величина избыточного давления, кПа

Степень разрушения зданий и сооружений

1

3,8

>100

Полное обрушение здания, от которого могут сохраниться только поврежденные (или неповрежденные) подвалы и незначительная часть прочных элементов. При полном разрушении образуется завал.

Здания и сооружения восстановлению не подлежат.

2

5,6

53

Разрушение большей части несущих конструкций. При этом могут сохраняться наиболее прочные элементы здания, каркасы, ядра жесткости, частично стены и перекрытия нижних этажей. При сильном разрушении образуется завал [72].

3

9,6

28

Среднее повреждение -- разрушение зданий без обрушения. Разрушаются резервуары нефтехранилищ.

4

28

12

Умеренные разрушения, повреждения

внутренних перегородок, рам, дверей.

5

50

5

Нормативное значение.

Зоны избыточного давления всех классов отражены на карте района расположения объекта исследования на рисунке 2В в приложении В.

Таблица 2.5 - Результаты расчетов по определению размеров зон избыточного давления всех классов

№

п/п

Зоны избыточного давления всех классов

Радиус, м

1

Зона полного разрушения (> 100 кПа), К=3,8

23

2

Зона 50%-го разрушения сооружений (53 кПа), К=5,6

34

3

Зона разрушения без обрушений (28 кПа), К=9,6

58

4

Зона умеренного разрушения сооружений (12 кПа), К=28

169

5

Зона повреждения около 10 % остекления (5 кПа), К=50

302

2.4.9 Определение зоны опасного теплового воздействия для людей и зданий

В качестве критериев опасного теплового воздействия принимаются тепловые нагрузки для людей- ?1400 Вт/м2, для зданий - ?7500 Вт/м2 [72].

Плотность теплового потока при пожаре разлива нефти принимается равной 80 кВт/м2[72].

Глубина зоны опасного теплового излучения согласно "Методике оценки последствий аварий на пожаровзрывоопасных объектах МЧС России" определяется по формуле:

, (2.16)

где х- глубина зоны опасного теплового излучения, м;

Qо - тепловой поток на поверхности факела пламени, кВт/м2;

q- тепловой поток, опасный для зданий, сооружений и людей, находящихся вне здании и укрытий, кВт/м2.

Глубина зоны опасного теплового излучения для людей составляет:

м.

Глубина зоны опасного теплового излучения для зданий и сооружений составляет:

м.

При пожаре разлива нефти тепловые зоны будут повторять форму зон разлива нефти [72].

Зоны опасного теплового излучения отражены на карте расположения объекта исследования на рисунке 3В в приложении В.

Результаты расчета параметров ЧС, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе, приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчета параметров ЧС

Параметры ЧС

Значения

Объем вытекшей нефти, м3

250

Масса вытекшей нефти, т

170

Диаметр разлития нефти, м

80

Толщина слоя разлившейся нефти, м

0,05

Площадь загрязнения, м2

5024

Объем нефтенасыщенного грунта, м3

754

Объем впитавшейся в грунт нефти, м3

121

Количество впитавшейся в грунт нефти, т

104

Приведенная масса паров нефти, поступившей в окружающее пространство, кг

1881

Глубина взрывоопасной зоны, м

75

Глубина зоны опасного теплового излучения:

для людей, м

для зданий и сооружений, м

141

85,5

Анализируя результаты расчета параметров ЧС, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе, которые необходимы для обоснования пожаровзрывоопасности магистрального нефтепровода, а так же для определения количества сил и средств для ликвидации возможной ЧС, можно сделать вывод, что данная ЧС муниципального характера [48].

Таким образом, определив риск ЧС на МНП, можно сделать вывод, что вероятность возникновения ЧС с образованием опасной концентрации паров нефти или с возгоранием паров нефти превышает допустимые значения, поэтому обоснование пожароопасности магистрального нефтепровода и разработка мероприятий по обеспечению безаварийной работы и противопожарной защиты на объекте проведем на основе ЧС с возгоранием паров нефти на магистральном нефтепроводе УБКУА, вблизи д. Минзитарово.

3. Пожаровзрывозащита. Обоснование пожаро-взрывоопасности магистрального нефтепровода

Производственная деятельность МНП "Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск" заключается в перекачке западно-сибирской нефти, температура вспышки которой не превышает 61°С, на нефтеперерабатывающие заводы России, в ближнее и дальнее зарубежье. Согласно требованиям [42], МНП УБКУА относится к особо опасным производствам, так как количество опасного вещества (нефть входящая в группу ЛВЖ) обращающегося (транспортируемого) по МНП превышает предельное количество - 200 тонн.

По данным [76] на объектах транспорта и хранения нефти в Российской Федерации c 1984 по 2008 года произошло 480 пожаров (около 20 пожаров в год), причем из них 149 случаев приходится на технологические сооружения. Характерными причинами возникновения пожаров является образование опасных концентраций паров нефти и появление в этой зоне источника зажигания.

Исходя из этого необходимо обоснование пожаровзрывоопасности магистрального нефтепровода, разработка мероприятий по предупреждению пожаров и взрывов. Решение данных задач основывается на теоретическом обосновании работы, выполненном в разделе 1, а так на результатах прогнозирования, полученных в разделе 2.

3.1 Характеристика опасного вещества, обращающегося на нефтепроводе УБКУА

Нефть - маслянистая, обычно темная, реже желтая или светлая жидкость, легче воды. Плотность большинства нефтей колеблется от 770 до 960 кг/м3. Лишь очень немногие нефти имеют плотность, равную 1000 кг/м3 или даже немного больше. Чем меньше плотность нефти, тем лучше ее качество, т. е. тем больше содержится в ней бензиновых и керосиновых фракций. По химическому составу нефть представляет собой смесь различных органических соединений, главным образом углеводородов [26].

По требованиям ГОСТ 12.1.005-88, ГОСТ 12.1.007 -76 пары нефти относятся к вредным веществам 4 класса опасности [13, 14]. Характеристика опасного вещества по пожаровзрывоопасности приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика опасного вещества по пожаровзрывоопасности

Наименование параметра

Параметр

Название вещества

Нефть

Химическое

Смесь органических соединений

Температура вспышки, оС

От минус 31 до минус 36

Температура самовоспламенения, оС

Выше 250

Пределы взрываемости

1,1 - 6,5%

3.2 Мероприятия по предупреждению пожаров и взрывов

Мероприятия по предупреждению пожаров и взрывов направлены на недопущение выхода наружу (разлив) нефти, её испарения, образования взрывопожароопасных концентраций паров, а также образования (внесения) в опасное паровоздушное облако источников зажигания [67].

Выход наружу нефти возможен при:

- нарушении герметичности трубопровода, запорной арматуры;

- выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

- ошибках производственного персонала;

- преднамеренных действиях (диверсиях) и др.

3.2.1 Мероприятия по предупреждению разгерметизации

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефти на МНП, предусмотрены следующие технические решения с установкой соответствующего оборудования, приборов контроля и автоматизации управления технологическими процессами и сигнализации его происхождения обслуживающему персоналу[75]:

- антикоррозионное покрытие наружных поверхностей трубопроводов, позволяющее снизить вероятность его разгерметизации за счет коррозийного разрушения;

- техническое обследование, диагностика и испытание в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации МНП и инструкции по их ремонту";

- техническое обслуживание, ремонт и восстановление МНП;

- соединение трубопровода и запорно-регулирующей арматуры выполняется сваркой или фланцами. Прокладки фланцевых соединений изготовляются из негорючих материалов, не разрушающимся при сборке (монтаже) и обеспечивающих герметичность соединений.

Главным фактором поддержания работоспособного состояния нефтепровода и надёжной его работы является система планово-предупредительных ремонтов магистральных нефтепроводов и их объектов[24].

С целью обеспечения надёжности работы магистрального нефтепровода на нём предусмотрена система катодной защиты. Так же необходимо проводить техническую диагностику трубопроводов.

Диагностика технического состояния нефтепроводов осуществляется путём пропуска внутритрубных диагностических снарядов [8]. На основе патентной проработки, произведенной в литературном обзоре в разделе 1.8, был сделан вывод, что для диагностики состояния магистрального трубопровода на предмет дефектов геометрии, которые возникают вследствие механического воздействия, которое и явилось причиной выхода нефти в рассматриваемой ниже ЧС, наиболее подходящим является внутритрубный профилемер ПРН. Справка об анализе патентной литературы по теме выпускной квалификационной работы приведена в приложении Г.

Одним из главных требований, выполнение которого необходимо для надежного диагностирования линейной части, является требование к подготовке линейной части МНП.

Каждый участок МНП, представленный к диагностированию, должен быть оборудован камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования (СОД). Технологическая схема узла приема-пуска СОД приведена в приложении Г.

Камера пуска и приема предназначена для запасовки СОД в трубопровод и начала его движения, а также для остановки СОД в конце обследуемого участка и его выемки. Камера пуска и приема состоит из корпуса, затвора для открытия или закрытия камеры, арматуры и трубопроводов технологической обвязки и других комплектующих узлов, манометров, вантузов, сигнализаторов прохождения СОД. Корпус камеры состоит из расширенной части с затвором и трубы номинального диаметра, соединенных коническим переходником, и подключенных через выходную задвижку к магистральному нефтепроводу. Операции по запасовке и выемке СОД выполняются без остановки перекачки нефти [8, 82].

Так же в местах установки камер пуска и приема СОД на линейных участках МНП должна быть оборудована площадка с обязательным обвалованием. Схема площадки узла запуска и приема СОД приведена в приложении Г на рисунке 1Г.

Внутритрубный профилемер ПРН, внешний вид которого приведен на рисунке 3.1, является средством диагностики, состоит из двух секций - стальных герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение прибора в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предотвращает застревание прибора в трубах, имеющих тройное разветвление - "тройниках", не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, размещены одометрические колеса, предназначенные для измерения пройденного расстояния. Чертеж одометра приведен на странице 68.

На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый "спайдер") для измерения проходного сечения и других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к внутренней поверхности трубы и при движении профилемера перекатываются через препятствия, встречающиеся на их пути, перемещая конец рычага, на котором они установлены. Это движение через тяги передается на качающийся диск, к центру которого через шарниры и тягу подсоединен движок потенциометра. Перемещение движка потенциометра вызывает изменение сигнала, который затем преобразуется в цифровую форму и записывается в память профилемера [8, 82]. Чертеж спайдера приведен на странице 70.

1, 5 - передний и задний бамперы, 2 - коническая манжета; 3 - одометры; 4 - блок потенциометров; 6 - спайдер; 7 - карданный узел с измерителем поворота; 8 - манжеты; 9 - маркерный приемопередатчик.

Рисунок 3.1 - Внутритрубный профилемер ПРН 16

На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного "грибка" на передней секции и находящегося с ним в контакте подвижного подпружиненного щупа на второй секции, соединенного с потенциометром. При повороте секции относительно друг друга "грибок", благодаря своему профилю, сдвигает щуп пропорционально углу поворота, а потенциометр преобразует это перемещение в электрический сигнал [8, 82].

Таким образом, в запоминающем устройстве происходит одновременная регистрация и хранение данных спайдера, угла поворота, сигналов одометра, сигналов маркерных передатчиков.

Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска профилемера по трубопроводу.

Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70 % внутреннего диаметра трубопровода.

Чувствительность измерительной системы прибора составляет 2 мм.

Точность измерения высоты вмятин на прямых участках трубопровода составляет 0,4-0,6% относительно внешнего диаметра трубы [82].

Таким образом, при оборудовании линейной части магистрального нефтепровода камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования и использовании для выявления дефектов геометрии трубопровода внутритрубного профилемера, можно заблаговременно выявить дефектные участки и устранить их, тем самым предупредить возможные чрезвычайные ситуации, а значит и повысить промышленную и экологическую безопасность [82].

3.2.2 Мероприятия, направленные на предупреждение развития ЧС и локализацию выбросов нефти

В целях повышения надёжности МНП УБКУА осуществлены следующие технические решения:

- внутритрубная диагностика путём прогона внутритрубных диагностических снарядов ПРН для определения дефектных мест нефтепроводов, замена дефектных мест нефтепроводов, замена дефектных мест МНП по результатам диагностики [8, 82];

- внедрение линейных контроллеров ЛКА-2 для линейной части по системе телемеханики;

- увеличение толщины стенки трубопроводов и строительство защитных сооружений, позволяющих локализовать аварийные разливы нефти на участках МНП, проложенных вблизи населённых пунктов и переходах через водные препятствия;

- водные переходы МНП при ширине водных преград с меженным горизонтом 75 м и более, выполнены с резервной ниткой. Заглубление трубопровода, в дно водоёма, выполняются на глубину исключающую повреждение труб [8];

При получении сообщения об аварии:

- немедленно определяется место аварии;

- остановка перекачки нефти по повреждённому участку нефтепровода;

- закрытие линейных задвижек на повреждённом участке нефтепровода.

По прибытию бригады на место аварии руководитель аварийно-восстановительных работ принимает решения по обеспечению безопасности и локализации аварии. С этой целью:

- останавливается движение транспорта на участках автодорог, железных дорог, находящихся в опасной близости к разлившейся нефти;

- оповещается население близлежащих населённых пунктов об опасности и мерах предосторожности (вплоть до эвакуации); соответствующие службы в соответствии со схемой оповещения информируют органы местного самоуправления, КЧС и ПБ и другие органы.

В местах, где отсутствуют сооружения для задержания нефти, устанавливаются временные запруды. Если на пути движения нефти заблаговременно созданы запруды или амбары нефти, руководитель работ организует дежурство с целью своевременного принятия мер по предотвращению перелива нефти.

В случае попадания нефти в реку принимаются меры по её улавливанию и утилизации. Улавливание производится с помощью матов из соломы или других подручных средств. Улавливаемую нефть направляют к одному из берегов, где собирают специальными нефтесборщиками и откачивают в специальные ёмкости. Места устройства заграждений определяются с учётом того, чтобы к подходу головной части нефтяного потока работы по сооружению заграждений были закончены [82].

Для поддержания в МНП определенного давления, предусмотренного технологическим режимом, применяются системы автоматического регулирования давления на выходе насосной, автоматические регуляторы (гидравлические заслонки) и исполнительные механизмы, установленные на площадках регуляторов давления. Исполнительным механизмом является электропривод, который от получения команды из операторной приводит в движение заслонку в трубопроводе; датчики также установлены в камере регуляторов до заслонки и после заслонки, сигналы от датчиков давления суммируются в процессе, где вырабатывается команда на необходимое давление в магистрали в зависимости от необходимости величины давления заслонки приоткрывают или прикрывают трубопровод [82].

При недостаточности превентивным мероприятий возможно возникновение техногенной аварии, приводящей к ЧС. Поэтому рассмотрим чрезвычайную ситуацию, возникшую на МНП УБКУА.

3.3 Описание чрезвычайной ситуации

При проведении дорожно-ремонтных работ на пересечении автодороги Иглино-Павловка и магистрального нефтепровода произошло повреждение нефтепровода дорожной техникой. Это привело к разгерметизации нефтепровода по сварному шву. Как следствие, в результате аварийного истечения из МНП "Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск" (Ду 500мм) на 1512 км объем вышедшей нефти составил 250 м3, при этом загрязненной оказалась площадь, равная 5024 м2 (см. раздел 2, пункты 2.4.2 - 2.4.6). ЧС произошла 15 апреля в 10:30 местного времени. В это время производился пал сухой травы, что и явилось источником зажигания. Начался пожар.

Метеообстановка: температура воздуха 10°С, влажность воздуха 65 %, ветер северный, со скоростью 3 м/с.

Карта района, где произошла ЧС, представлена в разделе 2, пункте 2.1 на рисунке 2.2.

3.4 Обоснование пожаровзрывоопасности объекта

Для обоснования пожаровзрывоопасности объекта исследования, т.е. для определения категории наружной установки, чем и является магистральный нефтепровод, по пожарной опасности необходимо провести расчеты по определению:

- горизонтальных размеров зон, ограниченных газопаровоздушной смесью с концентрацией горючего выше НКПР, при аварии с разливом нефти;

- избыточного давления и импульса волны давления при сгорании смесей газов и паров с воздухом в открытом пространстве;

- интенсивность теплового излучения при пожаре пролива нефти;

- индивидуального и социального рисков.

3.4.1 Определение горизонтальных размеров зон, ограничивающих газопаровоздушные смеси с концентрацией горючего выше нижнего концентрационного предела распространения пламени, при аварии с разливом нефти

Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПР) - минимальное содержание горючего вещества в однородной смеси с окислительной средой, при которой возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания. Невозможность воспламенения горючей смеси при концентрации ниже НКПР объясняется малым количеством горючего вещества и избытком воздуха.

В соответствии с [17] определяются размеры зон, ограниченных НКПР газов и паров:

, (3.1)

, (3.2)

где m- масса паров ЛВЖ, поступивших в открытое пространство за время полного испарения, 1881 кг (см. раздел 2 пункт 2.4.7);

п - плотность паров нефти при расчетной температуре и атмосферном давлении, кг/м3;

рн - давление насыщенных паров нефти при расчетной температуре, кПа;

К - коэффициент (К = для ЛВЖ);

Т - продолжительность поступления паров нефти в открытое пространство, 3600 c;

СНКПР -- нижний концентрационный предел распространения пламени паров нефти, 1,1 % (об.).

Плотность паров нефти при расчетной температуре [17]:

(3.3)

где М - молярная масса, кг/кмоль;

V0 - мольный объем (равен 22,4 м3/кмоль);

t1 - расчетная температура, єС (расчетная температура принимается равной 19?С).

= 2, 57 кг/м3.

Плотность паров нефти при расчетной температуре по формуле (3.3) составляет 2,57 кг/м3.

Размеры зон, ограниченных НКПР газов и паров по (3.1) и (3.2):

= 88 м;

= 3,5 м.

Граница зоны, ограниченной НКПР по горизонтали будет проходить на расстоянии 88 м от места разрушения трубопровода, а по вертикали на высоте 3,5 м от поверхности земли.

3.4.2 Определение избыточного давления и импульса волны давления при сгорании смесей газов и паров с воздухом в открытом пространстве

При реализации сценария аварии с разливом нефти и горением газопаровоздушной смеси развивается избыточное давление, воздействующее на людей, здания, сооружения и вызывающее повреждения и разрушения различной степени.

Величина избыточного давления, развиваемого при сгорании газопаровоздушных смесей [43]:

, (3.4)

где p0 - атмосферное давление, p0= 101 кПа;

r- расстояние от геометрического центра газопаровоздушного облака до д. Минзитарово, r = 600 м;

mпр - приведенная масса паров, кг;

Приведенная масса паров нефти определяется по формуле:

, (3.5)

где - удельная теплота сгорания пара, = 4,3•107 кДж/кг;

- константа, равная 4,52•106 Дж/кг;

mп - масса паров нефти, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, кг;

Z - коэффициент участия паров в горении, Z = 0,1,

= 1790 кг

Избыточное давление по формуле (3.4):

= 2 кПа

Величина импульса волны давления:

, (3.6)

= 30 Па•с.

Таким образом, д. Минзитарово, расположенная на расстоянии 600 метров от нефтепровода, не попадает в зону разрушений.

3.4.3 Определение интенсивности теплового излучения при пожаре пролива нефти

При реализации сценария аварии с разливом нефти, сопровождающегося пожаром пролива, возникает опасность воздействия теплового излучения на соседние объекты и персонал.

Интенсивность теплового излучения пожара [17]:

, (3.7)

где Еf - среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2;

Fq - угловой коэффициент облученности;

ф - коэффициент пропускания атмосферы.

Высота пламени рассчитывается по формуле [17]:

, (3.8)

где d - эффективный диаметр пролива, равный 80 м (см. раздел 2 пункт 2.4.4);

m - удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м2•с). Для нефти m = 0,04 кг/(м2•с);

св - плотность окружающего воздуха, равная 1,29 кг/м3;

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с;

Значение высоты пламени согласно (3.8):

= 15 м.

Угловой коэффициент облученности определяется по формуле:

, (3.9)

где

, (3.10)

где h = 2•H/d = 2•15/80=0,375,

S1 = 2•r/d, (r - расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта).

S1 = 2•600/80=15;

А = (h2 + S12 + 1)/(2•S1) = (0,3752 +152 +1)/(2•15)=7,5.

Согласно формуле 3.10:

0,0046 , (3.11)

где B = (1+S12)/(2•S1) = (1+152)/(2•15)=7,5

Согласно формуле 3.11:

0,01

Согласно формуле (3.9) угловой коэффициент облученности Fq равен:

0,011

Коэффициент пропускания атмосферы определяют по формуле [17]:

ф = exp[-0,7?10-4•(r-0,5•d)] (3.12)

ф = exp[-0,7?10-4•(600-0,5•80)]=0,9616

Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени Еf для нефти равна 10 кВт/м2.

Учитывая данные расчетной ситуации, интенсивность теплового излучения q по формуле (3.7) равна:

q = Еf • Fq ? ф = 10?0,011?0,9616= 0,11 кВт/м2.

Таблица 3.2 - Предельно допустимая интенсивность теплового излучения пожаров проливов ЛВЖ и ГЖ

Степень поражения

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

Без негативных последствий в течение длительного времени

1,4

Непереносимая боль через 20-30 с

Ожог 1-й степени через 15-20 с

Ожог 2-й степени через 30-40 с

Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин

7,0

Воспламенение древесины с шероховатой поверхностью (влажность 12 %) при длительности облучения 15 мин

12,9

Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры

17,0

Время выгорания [17]:

, (3.13)

где m - масса нефти, разлившейся в результате аварии, кг;

F - площадь пролива, м2;

- удельная массовая скорость выгорания, = 0,04 кг/(м2•с),

.

Таким образом, время выгорания нефти составит 848 с, что примерно составляет 14 минут. Интенсивность теплового излучения на расстоянии 600 м, где находится д. Минзитарово, не представляет опасности, так же деревня не попадает и в зону разрушений.

Определим индивидуальный и социальный риски.

3.5 Оценка риска

Под риском понимают относительную частоту возникновения нежелательного события [17]. В данном случае под оценкой риска понимается процедура нахождения индивидуального и социального риска для участка МНП УБКУА, в защитной зоне которого проживает население деревни Минзитарово Иглинского района.

3.5.1 Оценка индивидуального риска

Настоящий метод применим для расчета индивидуального риска (далее - риска) на наружных технологических установках при возникновении таких поражающих факторов, как избыточное давление, развиваемое при сгорании газопаровоздушных смесей и тепловое излучение.

Вероятность реализации различных сценариев аварии рассчитывается по формуле[17]:

Q (A) = Qав Q (A)ст, (3.14)

где Q (A)ст - статистическая вероятность развития аварии определяемая по таблице 3.3;

Qав- вероятность разгерметизации нефтепровода и выброса горючего вещества в течении года.

Вероятность сгорания паровоздушной смеси в открытом пространстве с образованием волны избыточного давления:

Qс.д = 1,35 10-2 0,0119 = 1,6 10-4 год -1.

Вероятность воспламенения пролива:

Qв.п = 1,35 10-2 0,0287 = 3,8 10-4 год -1.

Вероятности развития аварии в остальных случаях принимают равными 0.

Таблица 3.3 - Статистические вероятности различных сценариев развития аварии

Сценарий аварии

Вероятность

Сценарий аварии

Вероятность

Факел

Огненный шар

Горение пролива

Сгорание облака

0,0574

0,7039

0,0287

0,1689

Сгорание с развитием избыточного давления

Без горения

Итого

0,0119

0,0292

1

Согласно расчетам, избыточное давление р и импульс i волны давления, на расстоянии 600 м составляют:

Др = 2 кПа,

i = 30 Па с.

Значение интенсивности теплового излучения от пожара пролива нефти на расстоянии 600 м составляет: qп = 0,11 кВт/м2.

Для приведенных значений поражающих факторов определяются значения "пробит"-функции Рr,:

Рr = 5 - 0,26 ln (V), (3.15), где

(3.16)

Дp - избыточное давление, Па,

i - импульс волны давления, Па с.

== 153•107.

Рr = 5 - 0,26 ln 153•107 = 0,2.

Условная вероятность поражения человека тепловым излучением определяется по формуле [17]:

Рr = -14,9 + 2,56 ln (t q1,33) , (3.17)

где q - интенсивность теплового излучения, кВт/м2 ,

t - эффективное время экспозиции, с.

t определяется:

t = tо + x/v, (3.18)

где tо -- характерное время обнаружения пожара, с (допускается принимать t = 5 с);

х -- расстояние от места расположения человека до зоны (интенсивность теплового излучения не превышает 4 кВт/м2), м;

v -- скорость движения человека, м/с (допускается принимать v = 1 м/с);

t = 5+600/1 = 605 с,

"Пробит"-функции Рr для пожара проливов ЛВЖ и ГЖ:

Рr = -14,9 + 2,56 ln (t q1,33) = -14,9 + 2,56 ln (605 0,111,33) = -6,02.

Для указанных значений "пробит"-функции по таблице 3.4 условная вероятность поражения человека поражающими факторами равна:

QСД = 0; QП = 0.

Индивидуальный риск R, год-1, определяется по формуле [17]:

, (3.19)

где - условная вероятность поражения человека,

Q - вероятность реализации , год-1;

R = 1,6 10-4 0 + 3,8 10-4 0 = 0 год-1 .

Индивидуального риска при данной ЧС нет .

Таблица 3.4 - Значения условной вероятности поражения человека в зависимости от Рr

Условная вероятность поражения, %

Рr

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

-

2,67

2,95

3,12

3,25

3,36

3,45

3,52

3,59

3,66

10

3,72

3,77

3,82

3,90

3,92

3,96

4,01

4,05

4,08

4,12

20

4,16

4,19

4,23

4,26

4,29

4,33

4,36

4,39

4,42

4,45

30

4,48

4,50

4,53

4,56

4,59

4,61

4,64

4,67

4,69

4,72

40

4,75

4,77

4,80

4,82

4,85

4,87

4,90

4,92

4,95

4,97

50

5,00

5,03

5,05

5,08

5,10

5,13

5,15

5,18

5,20

5,23

60

5,25

5,28

5,31

5,33

5,36

5,39

5,41

5,44

5,47

5,50

70

5,52

5,55

5,58

5,61

5,64

5,67

5,71

5,74

5,77

5,81

80

5,84

5,88

5,92

5,95

5,99

6,04

6,08

6,13

6,18

6,23

90

6,28

6,34

6,41

6,48

6,55

6,64

6,75

6,88

7,05

7,33

-

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

99

7,33

7,37

7,41

7,46

7,51

7,58

7,65

7,75

7,88

8,09

Анализируя результаты можно сделать заключение, что, индивидуального риска нет, что соответствует требованиям ГОСТ 12.1.010-76 по обеспечению уровня безопасности 10-6.

3.5.2 Оценка социального риска

Так как в д.Минзитарово, расположенной на расстоянии 600 метров от магистрального нефтепровода УБКУА, где произошла ЧС с выходом нефти и возгоранием паров нефти, проживает 1000 человек, то необходимо определить и социальный риск.

Ожидаемое число погибших человек определяется по формуле [17]:

, (3.20)

где - условная вероятность поражения человека (см. раздел 3 пункт 3.4.1),

- число человек в зоне воздействия поражающих факторов.

Результаты вычисления приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Результаты вычислений, необходимые для определения социального риска

Расстояние от трубопровода, м

Число человек в зоне

Условные вероятности поражения человека (средние по зонам)

Ожидаемое число погибших человек

102

102

Nс.д

Nп

600

1000

0

0

0

0

Социальный риск S рассчитывается по формуле:

(3.21)

где l -- число ветвей логической схемы.

Таким образом: год-1 .

Социального риска так же нет, что связано с удалением деревни от трубопровода.

Таким образом, наружной установке МНП УБКУА присваивается категория Ан по пожаровзрывоопасности, так как размеры зон, ограниченные нижним концентрационным пределом распространении пламени, превышают рамки 30 м (см. пункт 3.3.1) [36].

4. Планирование аварийно-спасательных и других неотложных работ при чрезвычайной ситауции, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

Планирование мероприятий по локализации и ликвидации разлива нефти на территории РБ осуществляется в соответствии с приказом МЧС России № 242 "О дальнейшем совершенствовании работы в области предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов", постановлениями Правительства РФ № 613 и № 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации".

Планирование АСДНР при ликвидации ЧС необходимо для установления последовательности и порядка проведения мероприятий в кратчайшие сроки, с использованием минимально достаточного числа сил и средств. Задачами планирования работ по ликвидации разлива нефти является определение:

- порядка и особенностей проведения АСДНР;

- видов технических средств, которые необходимо задействовать для успешной ликвидации ЧС;

- количества технических средств;

- числа сил (личного состава формирований РСЧС), привлекаемых к ликвидации ЧС;

- подразделений, которые необходимо привлечь для проведения работ, районов их расположения [64].

В разделе используются данные теоретического обоснования работы, а так же результаты расчетов, выполненные в разделе "Анализ возможных чрезвычайных ситуаций на магистральном нефтепроводе" (объем разлива нефти, площадь загрязнения, количество нефти, впитавшейся в грунт и др).

4.1 Прогноз обстановки, которая может сложиться в результате чрезвычайной ситуации

В результате сложившейся ЧС с разливом нефти в приземном слое воздуха образовалась концентрация паров нефти, которая начала гореть, источником зажигания явился пал сухой травы. В 600 метрах от места прорыва нефтепровода располагается деревня Минзитарово, население которой составляет 1000 человек, из которых никто не пострадает.

4.2 Развитие и состояние дорожной сети в зоне ЧС

Поскольку ЧС произошла на пересечении МНП с автодорогой, аварийно-восстановительная бригада (АВБ) и пожарные подразделения прибывают к месту ЧС по автодороге с асфальтовым покрытием IV категории.

Развитие и состояние дорожной сети в зоне ЧС оценивается как хорошее.

  • 4.3 Наличие водоисточников в зоне чрезвычайной ситуации
    • В деревне Минзитарово функционирует центральное водоснабжение, вода в котором соответствует требованиям к качеству воды на различные нужды для подачи потребителям, т.е. полностью подходит как для питьевых, так и для технических нужд [11, 12, 70]. Для тушения пожара используется вода из речки Лобовка, протекающей в 350 метрах от места ЧС. В условиях рассматриваемой ЧС вода требуется для тушения пожара, а так же для питья и удовлетворения личных нужд личного состава формирований РСЧС, ликвидирующих ЧС.
      • 4.4 Районы расположения формирований, выдвигаемых в район чрезвычайной ситуации

К месту ЧС прибывают необходимые технические средства из ЛПДС "Черкассы".

Для регулирования дорожного движения привлекается патрульная рота (ГИБДД), расположенная в с. Иглино.

Для тушения пожара привлекаются пожарные подразделения Иглинского района РБ и Калининского района г.Уфы.

Для оказания при необходимости первой медицинской помощи привлекается скорая помощь Иглинского района.

Карта местности, с обозначенными на ней маршрутами прибытия сил и средств, представлена в приложении Д.

4.5 Описание имеющихся сил и средств для ликвидации последствий чрезвычайной ситуации

МНП УБКУА на участке Улу-Теляк -Черкассы обслуживается аварийными бригадами ЛПДС "Черкассы".

По состоянию на 01.01.08 г. численность аварийной бригады составляла:

ЛПДС "Черкассы" -25 человек, место аварийно-восстановительного пункта - ЛПДС "Черкассы" [20].

Ответственным за информирование и взаимодействие с общественностью является начальник ЛПДС "Черкассы".

На ЛПДС "Черкассы" имеется аварийный запас труб диаметром 219х8 мм, общей длиной 66 метров, марка стали 20 ГОСТ 8732 - 78.

В бригаду ЛПДС "Черкассы" входит один санитарный пост составом из 4 человек. Оснащение поста: носилки санитарные-1 шт., санитарные сумки-4 шт.

В блоке подсобно-производственного и обслуживающего персонала предусматривается установка шкафчиков для медицинских аптечек с необходимым набором медикаментов и перевязочных материалов.

Обеспечение рабочих и служащих, находящихся на ликвидации ЧС, медицинскими средствами индивидуальной защиты организовываются за счет запасов объектов и ближайших лечебных заведений, а также аптек [20].

В боевом расчете пожарного депо на ЛПДС "Черкассы", имеется 2 пожарных автомобиля АЦ-5-40 (шасси ЗИЛ-131), в резерве- 1 пожарный автомобиль АЦ- 5-40 (шасси "Урал-375 Н").

Оперативная связь с местом аварии или повреждения, которые могут возникнуть на участках магистральных нефтепроводов обслуживаемых ЛПДС ''Черкассы" Уфимского ПО осуществляется с помощью раций установленных на аварийных автомашинах:

- ЗИЛ-131 гос. № В 014 ЕВ (позывной "МЫС" -18)

- УАЗ-469 гос. № 2884 БАВ (позывной "МЫС"-46) [20].

Перечень защитных средств на ЛПДС "Черкассы" и техническое оснащение аварийно-восстановительной бригады (АВБ) ЛПДС "Черкассы" приведены в приложении Е.

4.6 Порядок проведения аварийно - спасательных и других неотложных работ в зоне чрезвычайной ситуации

После сообщения дежурному машинисту о ЧС к месту аварии выдвигается оперативная группа. Прибыв к месту ЧС, для предотвращения выхода нефти из трубопровода закрывает линейные задвижки, о характере ЧС сообщается диспетчеру ЛПДС, начальнику ЛДПС. Так же одновременно к месту ЧС прибывают пожарные подразделения для тушения пожара из с. Иглино, м-на Шакша и ЛПДС "Черкассы".

Диспетчер сообщает о ЧС во все структуры, согласно схеме оповещения приведенной в приложении Ж на рисунке Ж6.

На трейлерах доставляется необходимая техника. Одновременно устанавливается надежная связь с диспетчером.

В зависимости от повреждения бригада подготовляет котлован, размеры которого должны обеспечить свободный доступ к трубопроводу для выполнения сварочных работ. Котлован тщательно очищают от нефти.. Прежде чем начинать сварочные работы, надо добиться, чтобы нефть не поступала из трубопровода.

При ликвидации повреждения основное -- остановить выход нефти из трубы. После перекрытия задвижек необходимо приступить к локализации и ликвидации горения паров нефти, после чего приступают непосредственно к ликвидации повреждения. До начала огневых (сварочных) работ берут пробу воздуха в котловане (в дальнейшем постоянный контроль концентрации паров нефти в воздухе) для определения содержания в нем паров нефти. Анализ воздуха производится переносным портативным газоанализатором. Производится ремонт трубопровода. После оппрессовки, трубопровод нагружают рабочим давлением, закапывают [39].

Загрязненный слой грунта срезается и вывозится на шламонакопитель, расположенный в с.Иглино в 10 км от места ЧС. Чистый грунт либо покупается либо завозится с участков, отведенных по договоренности администрацией района. Площадка разравнивается.

После завершения работ формирования отбывают на место базирования [69].

Схема размещения технических средств при ликвидации ЧС, вызванной аварией с разливом нефти и возгоранием паров нефти приведена на рисунке 4.1.

1 - МНПП УБКУА; 2- место ЧС (1718 км МНП УБКУА); 3- граница разлива нефти; 4- жилые застройки (д. Минзитарово); 5- аварийные машины; 6- бульдозер; 7- экскаватор; 8- автосамосвал; 9- бензовозы; 10- линия оцепления; 11- пожарные автоцистерны; 12- сборно-разборные трубопроводы; 13- передвижная автозаправочная станция; 14 - автодорога "Иглино-Павловка"; 15 - гидранты, расположенные в д. Минзитарово.

Рисунок 4.1 - Схема размещения технических средств при ликвидации ЧС, вызванной аварией с разливом нефти и возгоранием ее паров

Все аварийно-спасательные и другие неотложные работы должны выполняться в строгой последовательности для обеспечения выполнения работ в максимальные сроки и в полном объеме [69]. Блок-схема последовательности выполнения работ по ликвидации ЧС приведена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Блок-схема ликвидации ЧС, вызванной аварией с разливом нефти и возгоранием ее паров

Линейный график выполнения работ по ликвидации ЧС приведен в таблице 4.3 [69].

Таблица 4.3 - График выполнения работ при ликвидации ЧС, вызванной аварией с разливом нефти

Наименование

процесса

Кол-во ЛС, чел.

Продол. процесса, час

Время начала мероприятия, час

Время заверш. мероприятия, час

Часы

1

2

3

4

5

6

7

8

Минуты

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

30

60

Оповещение оператора, руководства ЛПДС, диспетчера УПО, вызов ПЧ

1

1

16ч 50м

17ч 50м

Разведка района аварии

3

7

17ч 50м

24ч 50м

Информирование населения, ПМП

9

2

17ч 50м

19ч 50м

Организация МТО формирований

6

7

17ч 50м

24ч 50м

Локализация и ликвидация пожара

74

2

17ч 50м

19ч 50м

Срезание загрязненного грунта

4

5

19ч 50м

24ч 50м

Вывоз загрязненного грунта и ввоз чистого грунта

3

5

19ч 50м

24ч 50м

Выравнивание грунта

2

40 мин

24ч 10м

24ч 50м

Ремонт поврежденного трубопровода

4

3

20ч 20м

23ч 20м

4.7 Определение сил и средств формирований РСЧС, необходимых для ликвидации чрезвычайной ситуации

В данном разделе производится выбор техники, необходимой для ликвидации аварии, определяется число сил и средств, которые необходимо привлечь для успешной ликвидации рассматриваемой ЧС.

Выбор вида технического средства проводится исходя из содержания мероприятия АСДНР. Исходя из этого, для всех мероприятий, проводимых с целью ликвидации ЧС, подобрана соответствующая техника (см. табл.4.2)

Таблица 4.2 - Техника, необходимая для проведения АСДНР

Наименование мероприятия

Техника, необходимая для проведения мероприятия

Тушение пожара

Пожарные автомобили

Оказание медицинской помощи пострадавшим

Автомобили скорой помощи

Доставка необходимой техники

Грузовые автомобили, седельные тягачи

Срезание загрязненного нефтью слоя грунта

Бульдозеры

Погрузка загрязненного грунта

Экскаваторы

Вывоз загрязненного грунта

Автосамосвалы

Ввоз чистого грунта

Автосамосвалы

Выравнивание грунта

Бульдозеры

Ремонт трубопровода

Специальная техника

Потребное количество различных видов техники определяется исходя из объема выполняемых работ и производительности каждой единицы техники [21].

Число сил (личного состава формирований РСЧС) - исходя из количества техники, времени, необходимого на проведение определенного вида работ и условий ЧС [77].

Так же необходимо определить количество времени, необходимое для прибытия подразделений на место ЧС.

4.7.1 Расчет времени выдвижения формирований из мест дислокации в зону ЧС

Рассчитаем время выдвижения пожарных отделений, бригады ЛПДС "Черкассы" (карта местности с обозначенными маршрутами движения подразделений приведена в приложении Д).

Исходные данные для расчета времени выдвижения пожарных отделений:

Места нахождения пожарных частей, которым необходимо прибыть на место ЧС:

- команда пожаротушения с. Иглино ПЧ- 79, расположенная в 10 км от места чрезвычайной ситуации, (выезд на 4-х машинах).

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены