как рассчитать площадь пролива нефти (8 видео)

Содержание

Разлив нефти. Определение площади разлива нефти
Ликвидация разлива нефти
Готовые работы на аналогичную тему
Расчет основных параметров разлива нефти
Как рассчитать площадь пролива нефти
Информация и документы по охране труда и промышленной безопасности — Naine.ru
💡 Видео

Видео:Крупный разлив нефти на побережье Калифорнии. Площадь разлива нефти около 20 кв. км океанаСкачать

Разлив нефти. Определение площади разлива нефти

Вы будете перенаправлены на Автор24

Видео:Калифорния: разлив нефтиСкачать

Ликвидация разлива нефти

Разлив нефти – это попадание нефти в окружающую среду по вине человека.

В понятие разлива нефти также входят выброс любых веществ в результате переработки нефти, аварии танкеров, а также аварии на скважинах, нефтяных платформах, буровых установках и т.п. Ликвидация последствий аварийного разлива нефти может занимать от нескольких дней до нескольких лет. Несвоевременное принятие мер по предупреждению разлива нефти, может привести к глобальным катастрофам.

По результатам исследований, выявлены следующие основные причины разлива нефти на российских предприятиях. На несанкционированную врезку приходится около 49 % аварий, 24 % приходится на повреждения, полученные в результате проведения земляных работ. Аварии по причине брака строительных работ составляют 8 %, 11 % составляют аварии по причине заводского брака. На коррозию приходится 5%, а на все остальные – 3%.

Ликвидация аварийного разлива нефти – это совокупность мероприятий, задачей которых является удаление стоков нефтепродуктов и пятен нефти с поверхности почвы или воды.

Основными методами по ликвидации аварийного разлива нефти являются:

Физико-химические (сорбция, промывка, дренирование).
Механические (сбор нефти и нефтепродуктов с поверхности воды, выемка почв).
Биологические (фитомедиация, биоремедиация).

Сорбционная очистка воды является одним из самых эффективных. Главным преимуществом этого метода заключается в том, что очистка возможна практически до любой остаточной концентрации, также к его преимуществам можно отнести быстрота и управляемость процесса. Основными сорбентами, которые используют при ликвидации разлива нефти – торф, опилки, графит, лигнин. Биологические методы очистки считаются самыми экологически безопасными, так как способствуют систематических и аварийных разливов нефти до нормативных показателей. Одной из современных технологий является биокомпостирование. Данный метод основан на процессе разложения углеводородов специальной микрофлорой до воды, окиси углерода. Процесс биокомпостирования осуществляется на специальных площадках, оформляемых в грядах-буртах и состоящих из таких материалов, как опилки или торф. Высокая эффективность достигается за счет поддержания тепло-влажностного режима компоста, содержание кислорода и т.п. Весь процесс занимает 2 – 4 месяца. Существует три основных стадии ликвидация аварийного разлива нефти на воде:

Готовые работы на аналогичную тему

Установка ограждений, нефтеловушек, нефтеуловителей, которые препятствуют дальнейшему распространению нефти по поверхности почвы или воды.
Распыление сорбентов, которые способствуют естественному рассеиванию нефти и нефтепродуктов.
Механический сбор нефтепродуктов. Для организации этого процесса используют скимеры (специальные агрегаты для сбора нефти).

Ликвидация разливов на земле отличается от той, которую проводят на воде. Однако, если загрязнение является комплексным (пострадали вода и почва) используют универсальные схемы.

Видео:Что грозит виновнику разлива нефти, как выиграть суд у Росприроднадзора. Расчет ущерба, методика №87Скачать

Расчет основных параметров разлива нефти

Площадь разлива нефти зависит от ряда условий: плотности нефти, вязкости нефти, ландшафтных условий места аварии, климатических условий и т.п. Например, объем нефтепродуктов при разрушении топливораздаточных колонок, переливе резервуаров из-за несрабатывания клапанов защиты, разрыве шланга топливораздаточных колонок, при сливе топлива самотеком и т.п. рассчитывается по формуле:

где, $Q¬_о$ – расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосах; $Т_а$ – время остановки прокачки.

Объем нефтепродуктов, которые вылились после остановки прокачки находится по формуле:

где, $п = 3,14$; $R$ – внутренний радиус поврежденного участка нефтепровода или шланга; $L$ – длина участка, на котором произошла авария.

В этом случае суммарный объем нефти и нефтепродуктов, попавших в окружающую среду, рассчитывается по формуле:

где $Q_$ – объем нефтепродуктов, которые вылились до остановки прокачки; $Q_$ – объем нефтепродуктов, которые вылились после остановки прокачки.

Тогда площадь разлива рассчитывается по формуле:

где, $Q_$ – суммарный объем разлившихся нефтепродуктов; $К_$ – эмпирический коэффициент (табличное значение).

Еще одной формулой для определения площади разлива нефти может быть:

где, $f_р$ – коэффициент разлития; $V_ж$ – объем нефтепродуктов, которые проливается при разгерметизации нефтепровода.

Коэффициент разлития зависит от свойств поверхности, на которой произошел разлив, а также от количества растворителей. В случае разлива нефти или нефтепродуктов из-за перелива из резервуара площадь может рассчитываться по формуле:

где, $f$ – коэффициент разлития; $Х$ – коэффициент использования резервуара; $Vh$ – номинальная вместимость резервуара.

Получи деньги за свои студенческие работы

Курсовые, рефераты или другие работы

Автор этой статьи Дата последнего обновления статьи: 28 07 2021

Эксперт по предмету «Нефтегазовое дело» , преподавательский стаж — 5 лет

Видео:Разлив нефти площадью 250 квадратных метров зафиксирован в границах Нарынхудукского СМОСкачать

Как рассчитать площадь пролива нефти

Состав средств ЛРН на АЗС может комплектоваться как сервисными комплектами, так и отдельными техническими средствами. Основными средствами ликвидации разлива моторных топлив являются сорбенты и сорбционные изделия.

Сорбенты и сорбционные изделия — служат для одновременной локализации и ликвидации малых разливов нефтепродуктов или для зачистки территорий после сбора основной массы нефтепродуктов механическими средствами — нефтесборщиками или ручным инструментом. Порядок и условия применения сорбирующих материалов, способы нанесения и сбора, методы утилизации собранной нефтесодержащей смеси и повторного использования сорбентов определяются рекомендациями производителя.

Использование природных сорбентов (вылущенных початков кукурузы, соломы, измельченного торфа, опилок, древесной стружки, рисовой шелухи, сосновой коры, камыша и т.п.), имеющих высокую пожароопасность для ликвидации разливов моторных топлив на АЗС запрещено. Применение синтетических (пенопласт, полиуретан, полипропилен, обрезки ткани), которые часто образуют токсичные продукты горения не желательно по соображениям техники безопасности и проблем с утилизацией. Чаще всего для сорбции нефтепродуктов на промышленных площадках применяются:

• неорганические сорбенты (цеолиты, перлит, вермикулит после специальной обработки, песок, уголь, дисперсный кремнезем), которые обладают медленной сорбцией и низкой нефтеемкостью;

• органические (обычно продукты переработки торфа и целлюлозы), которые имею низкий удельный вес и удобны в хранении.

Определяющими показателями при выборе сорбентов являются быстрая сорбция (высокая скорость поглощения нефтепродуктов), позволяющая, произвести локализацию и ликвидацию разлива в кратчайшее время и немедленная готовность к применению на месте аварии (низкая влагоемкость, высокая сорбционная способность при низких температурах). При ликвидации разливов, сорбенты должны обеспечить ликвидацию загрязнения с возможно большей эффективностью и наименьшими затратами. В этой ситуации одним из важнейших показателей сорбента является возможность регенерации, простота утилизации, максимально достижимая остаточная концентрация нефтепродуктов, которые характеризуют органические сорбенты и часть синтетических.

Нефтеудерживающие боны — служат для локализации разливов нефтепродуктов. Их использование позволяет ограничить зону растекания. Выбор вида и типоразмера бонов определяется характером объекта. Учитывая высокую пожароопасность моторных топлив для оснащения АЗС следует предпочесть огнестойкие боковые заграждения (БЗ).

Подпорные стенки — служат для локализации разливов высотой 15-60 см. Время развертывания секции длиной 30 м бригадой из 2-3 человек составляет от 0.5 до 1.25 часа, не позволяет использовать их для локализации в момент разлива. При отсутствии пологих повышений с высотой не менее 0.2 м и дренажных лотков на въезде и выезде с территории АЗС и аварийных резервуаров, подпорные стенки могут быть выбраны в качестве средств для превентивной защиты территорий с уклонами поверхности до -10% (5-6°), ограждения технологической площадки АЦ при сливоналивных операциях на АЗС.

Нефтесборщики (скиммеры) — относятся к основным техническим средствам ликвидации значительных разливов нефтепродуктов. При механическом сборе значительных количеств нефтепродуктов на АЗС рационально использовать вакуумные и щеточные нефтесборщики, предназначенные для нефтепродуктов с низкой вязкостью.

1.3.6. Мероприятия по предотвращению ЧС(Н)

Нормативные требования к мероприятиям по предотвращению ЧС(Н) на ОПО нефтепродуктообеспечения

Согласно норм постановления Правительства от 15.04.2002 г. № 240: все организации обязаны 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. С целью предупреждения чрезвычайных ситуаций, связанных с разливами нефтепродуктов на объектах нефтепродуктообеспечения, предусматривается выполнение инженерно-технических и организационных мероприятий, направленных на исключение разгерметизации оборудования и предупреждение разливов нефтепродуктов, на локализацию разливов, обеспечение взрыво-, пожаробезопасности и борьбы с возможными пожарами, обеспечение оповещения о чрезвычайных ситуациях и беспрепятственной эвакуации людей с территории опасного производственного объекта в соответствии с утвержденной схемой. Предотвращение и предупреждение ЧС(Н) в первую очередь, направлено на предотвращение разлив нефтепродуктов, уменьшение их испарения (образование взрывоопасных концентраций паров углеводородов), а также образование (внесение) в опасное паровоздушное пространство источников зажигания.

Противопожарные мероприятия включают оборудование сооружений и помещений АЗС средствами пожарной автоматики, первичными средствами пожаротушения и противопожарное водоснабжение. При этом персонал АЗС должен знать и указать прибывшим силам ГПС источники водоснабжения (водоемы (количество и объем); два ближайших гидранта, находящихся на расстоянии не более 200 м (диаметр водопровода, давление); иные пожарные гидранты (расстояние до них от площадки АЗС); другие водоисточники — реки, водоемы (возможность забора воды и расстояние до них). Источники водоснабжения на территории АЗС должны быть указаны на план-схеме объекта, ближайшие водоисточники — на генеральном плане.

Безопасность работы АЗС должна обеспечиваться выполнением персоналом правил технической эксплуатации и правил пожарной безопасности. Технический персонал обязан проходить производственное обучение по противопожарному минимуму и периодический инструктаж по правилам пожарной безопасности, обучение безопасному ведению работ, согласно требований органов Госпожнадзора и Госгортехнадзора. Командир нештатного звена пожаротушения, кроме того, должен проходить периодическое (1 раз в 3 года) обучение с получением удостоверения установленного образца.

Автозаправочные станции (АЗС)

К территории АЗС и опасным участкам (топливно-заправочным колонкам, резервуарам хранения нефтепродуктов, трубопроводам и площадке слива нефтепродуктов из автоцистерны (АЦ)) предъявляются специфические нормативные требования по предупреждению и предотвращению ЧС(Н). Общим требованием является ежесменный (ежедневный) осмотр наземной части технологических трубопроводов, арматуры и устройств ответственным лицом с целью выявления утечек топлива [РД 153-39.2-080-01].

На территории АЗС:

• планировка территории должна исключать возможность растекания топлива, как по территории, так и за ее пределы;

• на въезде и выезде с территории должны быть созданы пологие повышенные участки высотой не менее 0.2 м или дренажные лотки, отводящие загрязненные нефтепродуктами атмосферные осадки в очистные сооружения [НПБ 111-98];

• территория должна быть покрыта материалами, обеспечивающими защиту почв и подпочвенных грунтовых вод от загрязнения нефтепродуктами и максимально эффективный сбор пролитых нефтепродуктов специальными средствами, а в районе возможных утечек, потерь нефтепродуктов — твердым водонепроницаемым покрытием, с ограждением по периметру бортиком высотой 200 мм;

• с уклон территории должен быть спланирован в сторону лотков или колодцев, а лотки — с уклоном к сборным колодцам (приямкам) через гидравлические или иного типа затворы;

• АЗС, подъезды к ней и прилегающая территория должны иметь достаточное искусственное освещение [НПБ 111-98];

• электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнение [НПБ 111-98].

• помещения и резервуары должны быть оборудованы системой охранно-пожарной сигнализации с выводом на оператора АЗС [НПБ 111-98];

• здание и оборудование должны быть оснащены системой защиты от разрядов атмосферного электричества [РД 34.21.122-87].

• площадка должны быть оборудована инженерными устройствами (сооружениями) по перехвату максимально возможной аварийной утечки нефтепродуктов в случае разгерметизации топливной емкости (котла) АЦ [РД 153-39.2-080-01];

• для сбора разлитых нефтепродуктов на каждой станции должен быть запас сорбента в количестве, достаточном для ликвидации последствий максимально возможного пролива [РД 153-39.2-080-01];

• движение транспортных средств должно быть односторонним по раздельным въезду и выезду, а движение АЦ — по наиболее короткому пути [НПБ 111 -98].

Территория АЗС ООО «. » спланирована с учетом требований руководящих документов.

• не должны иметь подтеканий и не должны допускать проливов нефтепродуктов;

• должны обеспечивать автоматическую блокировку подачи топлива при номинальном заполнении топливного бака транспортного средства и оборудованы раздаточными рукавами с разрывными муфтами и раздаточными кранами, имеющими запорное устройство для предотвращения перелива топлива при заправке автомобиля и отключения подачи топлива при достижении критического уровня в бензобаках [НПБ 111-98];

• должны быть установлены на островках безопасности, исключающих непосредственный заезд на них автомобилей [Категорирование по взрывопожарной опасности]

• рекомендуется оснастить устройствами, предотвращающими выход топлива при их повреждении [НПБ 111-98];

Данные требования реализованы в используемых топливораздаточных колонках «Север-3» ТУ112-052-86.

Резервуары для хранения топлива:

• емкости должны иметь трехкратный запас прочности, качество сварных швов и остаточная прочность металла проверены методами неразрушающего контроля, снаружи и внутри обработаны от коррозии [НПБ 111-98];

• емкости оборудуются дыхательной системой, клапанами аварийного перелива топлива; системой контроля утечки топлива [НПБ 111-98];

• системы предотвращения от переполнения при достижении 90% заполнения резервуара должны обеспечивать сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу, а при 95% заполнении — автоматическое прекращение наполнения резервуара не более чем за 5 секунд (на технологической системе с прекращением наполнения резервуара в автоматическом режиме, допускается сигнализация об автоматическом прекращении наполнения при достижении 95% заполнения);

• подземные одностенные резервуары для хранения топлива должны устанавливаться внутри оболочек, выполненных из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях и в течение времени эксплуатации, а также исключающих проникновение возможных утечек топлива в грунт из внутреннего пространства, образуемого стенками оболочек и резервуаров ;

• на двустенном резервуаре для хранения топлива следует предусматривать конструктивные мероприятия, направленные на исключение возможности образования взрывоопасной смеси топлива (в результате разгерметизации внутренней стенки) в его межстенном пространстве (в случае заполнения межстенного пространства резервуара горючей жидкостью ее температура вспышки не должна превышать 100°С);

• двустенный резервуар следует оборудовать системой объединенного или непрерывного контроля герметичности его межстенного пространства, обеспечивающей автоматическую сигнализацию о разгерметизации световым и звуковым сигналами персоналу и автоматическое прекращение наполнения резервуара (для двустенных резервуаров традиционной АЗС допускается предусматривать периодический контроль их герметичности);

• ввод трубопроводов в резервуары для хранения топлива должен осуществляться только в местах, расположенных выше номинального уровня заполнения их топливом. Устройство люков, штуцеров, патрубков и т.п. ниже указанного уровня запрещается [НПБ 111-98].

Резервуары, используемые на АЗС ООО «. » имеют заглубленное положение и установлены в железобетонных основаниях (колодцах), что предотвращает возможный выход топлива на поверхность при их повреждении.

• подземные участки трубопроводов должны быть подвергнуты антикоррозионной защите в соответствии с требованиями государственных стандартов, наземные — окрашены;

• подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0.4 м в заглубленных лотках или в металлических кожухах, исключающих проникновение топлива (при возможных утечках) за их пределы (после монтажа технологический трубопровод долже быть испытан на герметичность и прочность, лотки заполнены негорючим материалом, металлические кожухи с обеих сторон герметично заделаны) [РД 153-39.2-080-01];

• соединения подземных трубопроводов должны быть выполнены сваркой, за исключением мест присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек (соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность в условиях и в течение времени эксплуатации, иметь устройства, исключающие их саморазъединение, и быть опломбированы) [НПБ 111-98; РД 153-39.2-080-01];

• фланцевая или муфтовая арматура, фланцевые заглушки должны располагаться в колодцах, которые должны быть засыпаны песком;

• запорная арматура должна быть выполнена по первому классу герметичности по ГОСТ 9544 [НПБ111-98];

• все фланцевые соединения трубопроводов, арматуры и оборудования должны быть плотно соединены через прокладки из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды [НПБ 111-98; РД 153-39.2-080-01];

• при техническом обслуживании запорной арматуры должно контролироваться отсутствие утечки топлива через сальниковые уплотнения, состояние соединительных фланцев и прокладок, наличие полного комплекта болтов, гаек и шпилек, целостность маховиков и надежность крепления [НПБ 111-98; РД 153-39.2-080-01];

• один раз в год паровоздушные трубопроводы технологической системы должны продуваться воздухом с целью очистки от осадков внутренней поверхности трубопровода, не реже одного раза в пять лет технологические трубопроводы должны подвергаться испытаниям на герметичность (трубопровод, не выдержавший испытаний на герметичность, подлежит замене) [РД 153-39.2-080-01].

Технологические трубопроводы АЗС ООО «. » спроектированы с учетом требований руководящих документов.

На площадке слива нефтепродуктов из АЦ:

• должны быть отбортовка высотой не менее 150 мм, пандусы (пологие борта площадки) для безопасного въезда и выезда АЦ и трубопровод для отвода самотеком проливов в подземный аварийный резервуар при возможной разгерметизации патрубка АЦ;

• сливной трубопровод и лоток (трубопровод) отвода ливневых стоков следует оснастить запорной арматурой;

• трубопровод для отвода проливов топлива должен оканчиваться на расстоянии не более 0.1 м от дна аварийного резервуара;

• сливной трубопровод и аварийный резервуар должны обеспечивать слив топлива с площадки без его перелива на остальную территорию, а глубина их заложения — предотвращать замерзание воды в холодный период;

• объем аварийного резервуара должен превышать не менее чем на 10% объем АЦ максимальной вместимости;

• аварийный резервуар должен быть выполнен из негорючих материалов, исключающих проникновение топлива в грунт, оснащен трубопроводом деаэрации, отвечающим требованиям, предъявляемым к трубопроводу деаэрации резервуаров для хранения топлива, патрубками для опорожнения закрытым способом и замера уровня воды;

• патрубки опорожнения и замера уровня воды должны быть снабжены герметично закрывающимися заглушками [НПБ 111-98];

• сливные устройства должны обеспечивать герметичность соединения трубопроводов со сливными рукавами АЦ [РД 153-39.2-080-01].

• весь процесс слива нефтепродукта из АЦ в резервуар должен производиться в присутствии водителя и оператора, который должен следить за герметичностью сливного устройства и контролировать слив по уровнемеру;

• при обнаружении утечки нефтепродукта оператор должен немедленно прекратить слив [ПОТ Р О-112-001-95]

На АЗС ООО «. » выполнены необходимые мероприятия для предотвращения возможных разливов топлива при повреждении АЦ или соединительных рукавов.

Автомобильные цистерны (АЦ)

К оборудованию автоцистерн, доставляющих на АЗС моторные топлива, предъявляются следующие основные требования:

• сливные устройства должны находится в исправном состоянии и обеспечивать герметичность процесса слива нефтепродуктов в резервуары АЗС;

• сливные рукава должны быть маслобензостойкими и токопроводящими и не должны иметь расслоения, трещины и т.д., нарушающих их герметичность [РД 153-39.2-080-01];

• наконечники рукавов должны быть изготовлены из не искрящих при ударе материалов и должны обеспечивать герметичное соединение с приемными устройствами трубопроводов [постановление № 33 Об утверждении межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций];

• крышки сливных и замерных труб, люков смотровых и сливных колодцев должны быть оборудованы в местах соприкосновения с корпусом неискрообразующими прокладками и обеспечивать их герметичность [ВППБ 01-01-94];

• должно быть предусмотрено устройство для отвода статического электричества при сливе нефтепродуктов [ПОТ Р О-112-001-95];

• противопожарный инвентарь и средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и в количестве, предусмотренным действующими нормами.

1.4. Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС(Н)

Уровни реагирования на ЧС(Н) определяются уровнями ЧС, зависят от местоположения разлива, объема нефтепродуктов и последствий аварий. В соответствии с постановлением Правительства от 15 апреля 2002 г. № 240: 2 разливы нефти и нефтепродуктов классифицируются как чрезвычайные ситуации. До определения фактических значений разлива они могут классифицироваться в соответствии с критериями постановлений Правительства Российской Федерации № 613 от 21.08.2000 и № 240 от 15.04.2002, приказа МЧС № 105 от 28.02.2003.

Нижний уровень разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения разливов нефтепродуктов к чрезвычайной ситуации производится территориальными органами МПР. Для предварительного ориентировочного определения уровня разлива нефти и нефтепродуктов руководствуются критериями, определенными приказом МПР № 156 от 03.03.2003 (табл. 9).

Таблица 9. Нижние уровни разлива легких нефтепродуктов на местности для отнесения разлива нефти и нефтепродуктов к чрезвычайной ситуации (в тоннах) [приказ МПР № 156]

Видео:Учебно-тренировочное занятие по ликвидации разлива нефтиСкачать

Информация и документы по охране труда и промышленной безопасности — Naine.ru

ПРИЛОЖЕНИЕ 18.
Расчет площадей разлива
нефтепродукта
При разрушении ж/д цистерны.
Объем одной автоцистерны – 65 м3.
При разрушении цистерны с мазутом принимаем мгновенный разлив 50% ж/д состава ( 5 ж/д цистерн)– 325 м3 (294,125 т).
При разрушении цистерны с дизтопливом принимаем мгновенный разлив 50% ж/д состава (2 ж/д цистерны) – 130 м3 (110,5 т).
При разрушении промежуточной емкости
Принимаем мгновенный разлив 100% от объема – 20,5 м3 (20,8 т).
При разгерметизации насоса
Объем мазута, который может разлиться за время перекрытия запорной арматуры 120 секунд (согласно п. 38б НПБ 105-03) при максимальной производительности насоса
125 м3/ч:
V=125*120/3600=4,16 м3 (4,2 т).
Объем дизтоплива, который может разлиться за время перекрытия запорной арматуры 120 секунд при максимальной производительности насоса 160 м3/ч:
V=160*120/3600=5,3 м3 (4,6 т).
Максимальный разлив на площадке технологической насосной – 4,6 тонн дизтоплива.
При разрушении резервуара 4500 куб.м.
Принимаем мгновенный разлив 100% от емкости резервуара — 4500 м3 (4072,5 т).
При разрушении резервуара 1000 куб. м.
Принимаем мгновенный разлив 100% от емкости резервуара – 1000 м3 (850 т).
При переливе резервуара РВС-4500.
Производительность наполнения резервуаров хранения мазута 125 м3/ч. Время перекрытия запорной арматуры 120 секунд (согласно п. 38б НПБ 105-03).
Объем, который может разлиться, равен
V=125*120/3600=4,16 м3 (4,2 т).
При переливе резервуара РВС-1000.
Производительность наполнения резервуаров хранения дизтоплива 160 м3/ч. Время перекрытия запорной арматуры 120 секунд.
Объем дизтоплива, который может разлиться, равен
V=160*120/3600=5,3 м3 (4,6 т).
При разрушении автоцистерны
При разрушении автоцистерны с нефтепродуктами, принимаем мгновенный разлив 100% от объема автоцистерны – 30 м3 (27,15 т).
При переливе автоцистерны
Производительность наполнения автоцистерны нефтепродуктами 125 м3/ч. Время перекрытия запорной арматуры 120 секунд.
Объем нефтепрподукта, который может разлиться, равен
V=125*120/3600=4,16 м3 (4,2 т).
При максимальной по своим последствиям аварии в резервуарном парке в соответствии с критериями Постановлений Правительства № 613 и 240 разлив нефтепродукта может достичь 4500 м3 (4072,5 т) мазута и может быть классифицирован как ЧС регионального значения.