Совершенствование систем охраны прибрежных вод морского торгового порта "Новороссийск" от загрязнений нефтью и нефтепродуктов

Компоненты легкой фракции, находясь в почвах, водной или воздушной средах оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеродной цепью, содержащиеся в основном в легких фракциях нефти. Эти углеводороды лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организма. Большинством микроорганизмов нормальные алканы, содержащие в цепочке менее девяти атомов углерода, не ассимилируются, хотя и могут быть окислены. Токсичность нормальных алканов ослабляется в присутствии нетоксичного углеводорода, который уменьшает общую растворимость алканов. Вследствие летучести и более высокой растворимости низкомолекулярных нормальных алканов их действие обычно не бывает долговременным. Если их концентрация не была летальной для организма, то со временем нормальная жизнедеятельность организма восстанавливается (при отсутствии других токсинов).

Многие исследователи отмечают сильное токсическое действие легкой фракции на микробные сообщества и почвенных животных. Легкая фракция мигрирует по почвенному профилю и водоносным горизонтам, расширяя, иногда значительно, ареал первоначального загрязнения. На поверхности эта фракция в первую очередь подвергается физико-химическим процессам разложения, входящие в ее состав углеводороды наиболее быстро перерабатываются микроорганизмами. Значительная часть легкой фракции нефти разлагается и улетучивается еще на поверхности почвы или смывается водными потоками.

Компоненты средней фракции, с числом углеродных атомов С₁₂--С₂₀, практически нерастворимы в воде. Их токсичность выражена гораздо слабее, чем у более низкомолекулярных структур.

Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в нефти (от очень малых величин до 15-20%) - важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Твердый парафин нетоксичен для живых организмов, но вследствие высоких температур застывания (+18 ^оС и выше) и растворимости в нефти (+40 ^оС) в условиях земной поверхности он переходит в твердое состояние, лишая нефть подвижности. Твердый парафин очень трудно разрушается, с трудом окисляется на воздухе. Он надолго может «запечатать» все поры почвенного покрова, лишив почву свободного влагообмена и дыхания. Это в первую очередь приводит к полной деградации биоценоза.

К циклическим углеводородам в составе нефти относятся нафтеновые (циклоалканы) и ароматические (арены). Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти изменяется от 35 до 60%.О токсичности нафтеновых сведений почти не имеется. Вместе с тем имеются данные о нафтенах как стимулирующих веществах при действии на живой организм. Основные продукты окисления нафтеновых углеводородов - кислоты и оксикислоты. В ходе процесса уплотнения кислых продуктов частично могут образовываться продукты окислительной конденсации - вторичные смолы незначительное количество асфальтенов.

Ароматические углеводороды - наиболее токсичные компоненты нефти. В концентрации всего 1% в воде они убивают все водные растения; нефть, содержащая 38% ароматических углеводородов, значительно угнетает рост высших растений. С увеличением ароматичности нефтей увеличивается их гербицидная активность. Моноядерные углеводороды - бензол и его гомологи - оказывают более быстрое токсическое воздействие на организмы, чем полициклические ароматические углеводороды. полициклические ароматические углеводороды медленнее проникают через мембраны, действуют более длительное время, являясь хроническими токсикантами. Ароматические углеводороды трудно поддаются разрушению. Наиболее устойчивы к окислению голоядерные структуры, в частности 3,4-бензпирен, при обычных температурах окружающей среды они практически не окисляются. Содержание всех групп полиароматических углеводородов при трансформации нефти в почве постепенно снижается.

Смолы и асфальтены относятся к высокомолекулярным неуглеводородным компонентам нефти. В составе нефти они играют исключительно важную роль, определяя во многом ее физические свойства и химическую активность. Смолы - вязкие мазеподобные вещества, асфальтены - твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных углеводородах. Смолы и асфальтены содержат основную часть микроэлементов нефти. Вредное экологическое влияние смолисто-асфальтеновых компонентов на почвенные экосистемы заключается не в химической токсичности, а в значительном изменении водно-физических свойств почв. Если нефть просачивается сверху, ее смолисто-асфальтеновые компоненты сорбируются в основном в верхнем, гумусовом горизонте, иногда прочно цементируя его. При этом уменьшается поровое пространство почв. Смолисто-асфальтеновые компоненты гидрофобны. Обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги, в результате чего растения засыхают.

Из различных соединений серы в нефти наиболее часто обнаруживаются сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, свободная сера. Сернистые соединения оказывают вредное влияние на живые организмы. Особенно сильным токсическим действием обладают сероводород и меркаптаны. Сероводород вызывает отравление и летальный исход у животных и человека при высоких концентрациях (Пиковский Ю. И., 1988).

В биогеохимическом воздействии нефти на экосистемы участвует множество углеводородных и неуглеводородных компонентов, в том числе минеральные соли и микроэлементы. Токсичные действия одних компонентов могут быть нейтрализованы присутствием других, поэтому токсичность нефти не определяется токсичностью отдельных соединений, входящих в ее состав. Необходимо оценивать последствия влияния комплекса соединений в целом. При нефтяном загрязнении тесно взаимодействуют три группы экологических факторов:

- сложность, уникальная поликомпонентность состава нефти, находящегося в процессе постоянного изменения;

- сложность, гетерогенность состава и структуры любой экосистемы, находящейся в процессе постоянного развития и изменения;

- многообразие и изменчивость внешних факторов, под воздействием которых находится экосистема: температура, давление, влажность, состояние атмосферы, гидросферы и т. д.

Вполне очевидно, что оценивать последствия загрязнения экосистем нефтью и намечать пути ликвидации этих последствий необходимо с учетом конкретного сочетания этих трех групп факторов (Кузнецов Ф. М., 2003).

2.2 Операции хранения, перевалки и транспорта нефти и нефтепродуктов

2.2.1 Назначение и классификация перевалочных нефтебаз

Нефтебазы являются предприятиями, которые предназначены для приема, хранения и выдачи потребителям различных нефтепродуктов. Они представляют собой комплекс технологических, производственных, энергетических и вспомогательных сооружений.

В состав нефтебазы обычно входят следующие объекты резервуары для различных видов нефтепродуктов и продуктовые насосные станции в зоне хранения (резервуарном парке); сливо-наливные эстакады (причалы), насосные станции, сливные (нулевые) резервуары в сливо-наливной зоне; разливочные горючего в тару, бочкопропарочные и маслорегенерационные установки, площадки для налива в автоцистерны в производственно-технической зоне. В административно-вспомогательной зоне размещаются управление, лаборатория, мехмастерская, котельная, гараж, пожарное депо и другие объекты. Значительное место на территории нефтебазы занимает площадка очистных сооружений систем водоотведения (канализации) [2].

По своему назначению нефтебазы могут быть призаводскими, перевалочными, распределительными, перевалочно-распределительными и базами хранения.

Призаводские нефтебазы бывают сырьевые (приём, хранение сырья, подлежащего переработке, подготовка его к переработке) и товарные (приём нефтепродуктов с установок, хранение нефтепродуктов и отгрузка). Как правило, сырьевые и товарные нефтебазы объединяются в одно хозяйство, располагаемое на территории, общей с заводом, или в непосредственной близости от него.

Перевалочные нефтебазы выполняют главным образом функции промежуточного звена при транспортировке нефти и нефтепродуктов различными видами транспорта (водным, морским, железнодорожным, трубопроводным). Они предназначены для перегрузки с одного вида транспорта на другой или на тот же вид транспорта: из морских танкеров и барж в речные, из железнодорожных маршрутов в отдельные цистерны и т.п.

Распределительные нефтебазы являются наиболее распространенными и предназначены для снабжения непосредственных потребителей нефти и нефтепродуктов, расположенных в районе, обслуживаемом базой. Распределительные нефтебазы отпускают нефтепродукты в мелкой таре. Формально они делятся на областные, районные, железнодорожные, водно-железнодорожные, водные, трубопроводные и глубинные. Нефтебазы этого типа имеют ограниченный район действия, ёмкость резервуарного парка их сравнительно небольшая.

Перевалочно-распределительные нефтебазы выполняют функции перевалочных и распределительных нефтебаз.

Базы хранения осуществляют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов.

По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, трубопроводные, водные и глубинные.

Железнодорожные нефтебазы располагаются вблизи железнодорожных станций и получают нефтепродукты по железнодорожному тупику (ветке) наливом в вагонах-цистернах и в крытых вагонах в таре [1].

Водные нефтебазы получают нефтепродукты наливом и в таре в навигационный период морским или речным транспортом.

Трубопроводные нефтебазы размещаются при промежуточных и конечных насосных станциях магистральных трубопроводов и получают нефтепродукты через эти станции.

Глубинными называются распределительные нефтебазы, расположенные на значительном расстоянии от железных дорог и водных путей и получающие нефтепродукты в основном автомобильным транспортом, а в некоторых случаях воздушным.

С развитием трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов во многом аналогичными нефтебазам объектами стали перекачивающие станции магистральных нефтепродуктопроводов, которые по назначению могут быть головными или промежуточными, а также наливными пунктами.

Все нефтебазы в зависимости от общей вместимости и максимального объема одного резервуара делятся на следующие категории:

I категория - вместимостью свыше 100000 м³,

II категория - вместимостью свыше 20000 м³ - до 100000 м³,

IIIа категория - вместимостью свыше 10000 м³ - до 20000 м³, с максимальным объемом одного резервуара до 5000 м³ включительно,

IIIб категория - вместимостью свыше 2000 м³ до 10000 м³, с максимальным объемом одного резервуара до 2000 м³ включительно,

IIIв категория - вместимостью до 2000 м³ включительно, с максимальным объемом одного резервуара до 700 м³ включительно.

Годовой грузооборот составляет сумму объемов принятых в резервуары и отгруженных из них нефтепродуктов в течение года. В зависимости от годового грузооборота нефтебазы делятся на 5 групп:

1 группа - грузооборот свыше 500 тыс. т/ год;

2 группа - грузооборот свыше 100 до 500 тыс. т/ год включительно;

3 группа - грузооборот свыше 50 до 100 тыс. т/ год включительно;

4 группа - грузооборот свыше20 до 50 тыс. т/ год включительно;

5 группа - грузооборот до 20 тыс. т/ год включительно [1].

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся такие как:

- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

- хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

- отгрузка нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, автомобильным, водным и трубопроводным транспортом;

- компаундирование нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся:

- очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

- изготовление и ремонт нефтяной тары;

- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

- эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности.

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из соображений противопожарной безопасности все объекты нефтебаз распределены по зонам:

- зона железнодорожных операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов и нефтей. В этой зоне размещаются: железнодорожные подъездные пути, сливо-наливные эстакады, насосные для перекачки нефтепродуктов, операторная для обслуживающего персонала эстакады.

- зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются: морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы), насосные, береговые резервуарные парки, технологические трубопроводы, операторные.

- зона хранения представлена следующими объектами: резервуарными парками, технологическими трубопроводами, насосными, операторными.

- зона оперативная в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные для налива нефтепродуктов в бочки, склады для затаренных нефтепродуктов, лаборатория для анализа качества нефтепродуктов, тарные склады и пр.

- зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую, котельную, электростанцию или трансформаторную подстанцию, цех по производству и ремонту нефтяной тары, водопроводные и сантехнические сооружения, материальный склад, топливный склад для нужд нефтебазы, объекты противопожарной службы.

- зона административно-хозяйственная в которую могут входить: контора нефтебазы, пожарное депо, здание охраны нефтебазы, гараж.

- зона очистных сооружений может включать: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды, насосную при нефтеловушке, блочные очистные сооружения [3].

Разделение нефтебазы на зоны достаточно условно. К примеру, на нефтебазах, где хранятся только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Не на всех нефтебазах, в случае необходимости значительного количества пара и сжатого воздуха, возможно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел. Также ремонт и изготовление бочковой тары выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих необходимое оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных. Таким образом, в разных случаях возможно отсутствие одной или нескольких зон, при этом, некоторые зоны иногда совмещаются, могут выделяться дополнительно новые зоны, обоснованные либо экономическими показателями, либо технологией проводимых операций [2].

2.2.2 Характеристика нефтеналивных терминалов и причальных сооружений

Транспортировка нефти инефтепродуктов наэкспорт осуществляется преимущественно двумя видами транспорта: трубопроводным иморским.

Внекоторые страны Западной Европы истраны, расположенные вдругих частях мира, транспортировка нефти инефтепродуктов производится морским транспортом через морские нефтеперевалочные комплексы. Сегодня большинство проектов поувеличению добычи нефти иееэкспорту связано сморским транспортом.

Перевалка нефтегрузов наспециализированные морские суда производится наморских нефтеперевалочных комплексах иприпортовых нефтяных терминалах. ВРоссии морские нефтеперевалочные комплексы иприпортовые нефтяные терминалы имеются вовсех морских бассейнах (Азово-Черноморский, Балтийский, Северный, Дальневосточный), однако они существенно отличаются посвоим мощностям, технической оснащенности, наличию подходов кним магистральных нефтепроводов.

Для осуществления морских и речных перевозок нефти необходимо сооружать специальные причальные сооружения для швартовки и налива нефти в танки нефтеналивных судов (танкеров, барж). Комплекс таких объектов обычно называют нефтеналивными терминалами.

В состав нефтеналивных терминалов входят:

- резервуарные парки;

- технологические трубопроводы; технологические насосные;

- узлы учета;

- узлы защиты от гидроударов;

- причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.);

- шлангующие устройства (стендера, гибкие резиновые армированные шланги);

- очистные сооружения, вспомогательные здания и сооружения (химическая лаборатория, центральный диспетчерский пункт, котельная и др.);

- системы диспетчерского управления и сбора данных и системы связи.

Нефтяные терминалы выполняют ряд сопутствующих функций по обслуживанию судов: прием с судов балластных и льяльных вод; прием и обезвреживание парогазовых смесей из нефтяных танков судов; погрузку (бункеровку) на суда топлива (мазута, дизельного топлива) для энергосиловых установок; погрузку пресной воды для хозяйственно-бытовых нужд и др.

В зависимости от установленных в портах режимов обслуживания судов нефтяные терминалы могут предоставлять дополнительные услуги судовладельцам по проводке, швартовке и отшвартовке судов, приему с судов твердых бытовых отходов и хозяйственных фекальных стоков.

Оборудование нефтяных терминалов должно обеспечивать загрузку танкера с максимально возможной производительностью с целью минимизации простоя судна и риска возникновения аварийных ситуаций.

Для быстрого и подвижного соединения грузовых трубопроводов терминала с приемораздаточными патрубками (манифольдами) танкера применяют шлангующие устройства. Шлангующие устройства должны обеспечивать максимально возможную производительность перекачки для сокращения стояночного времени судна, непрерывность грузовых операций вне зависимости от числа сортов перекачиваемого груза, выполнение вспомогательных операций по бункеровке, сбросу балласта, подъему на судно грузов материально-технического снабжения, а также минимальные нагрузки на манифольд танкера при его перемещениях во время загрузки.При подсоединении к танкеру грузовой шланг (стендер) должен быть освобожден от нефти для уменьшения нагрузок. После окончания погрузки грузовой шланг (стендер) должен быть осушен для исключения разлива остатка нефти на палубу или в море.

Причалы для перегрузки нефти могут быть в виде пирсов, расположенных параллельно, перпендикулярно или под углом к берегу, что делается для ориентации причала по направлению преобладающих ветров и волнения с целью уменьшения нагрузок со стороны танкера на причал.

Параллельно берегу причалы располагают при наличии удобной глубоководной гавани. В этом случае танкер может близко подходить к берегу и строительство волнозащитных дамб и причальных сооружений экономически целесообразно, так как их размеры сравнимы с длиной судна, а дноуглубительные работы невелики или не требуются вообще. Если причал примыкает к берегу, то его называют набережной, их преимущество в непосредственно близкой связи с территорией терминала. При удалении от берега причал соединяется с ним молами, дамбами, эстакадами или пирсами, по которым проложены нефте-, нефтепродукто- и трубопроводы балластной воды, а также другие коммуникации для обеспечения погрузки танкера.

Наиболее крупными специализированными комплексами, получающими нефть по магистральным нефтепроводам и осуществляющими обработку крупнотоннажных танкеров дедвейтом до 120 тыс. т, являются порты Новороссийск, Туапсе, Приморск.

По конструкции основания пирсы могут быть сквозной конструкции (на металлических или железобетонных сваях), испытывающих из-за этого небольшие нагрузки от волн и в виде сплошной гравитационной стенки. Конструкции причалов должны предусматривать снижение до минимума усилий от навала судна на технологическую площадку, как при швартовке, так и при стоянке под загрузкой. Это достигается сооружением специальных отбойных (швартовных) палов на свайном основании, из массивов-гигантов, оболочек большого диаметра и других гравитационных конструкций.

Современные нефтеналивные суда для перевозки сырой нефти по способу передвижения подразделяются на самоходные -- танкеры (морские, речные, озерные и река -- море) и не самоходные -- баржи (морские и речные) и имеют дедвейт (суммарная масса транспортируемой нефти и хозяйственных грузов) 30 -- 250 тыс. т. Отдельные супертанкеры имеют дедвейт от 450 тыс. т до 1 млн. т. Нефтеналивные суда типа река -- море из-за необходимости прохождения рек небольшой глубины имеют дедвейт до 20 тыс. т.

Подпалубное пространство в нефтяных танкерах разделено диаметральными (вдоль длины судна) и поперечными переборками, число которых зависит от величины танкера. Переборки образуют прямоугольные ячейки, танки, соединенные между собой и с судовой насосной станцией двойной системой трубопроводов. При наливе груз закачивается в танки береговыми средствами через трубопроводы, расположенные на палубе, а при сливе средствами судна через систему трубопроводов, находящихся внутри судна.

Грузовое оборудование танкера должно обеспечивать безопасное проведение грузовых операций и не допускать загрязнения моря нефтяными грузами. Судовые шлангоприемники должны быть оборудованы фланцами международного образца, обеспечивающими надежное герметичное присоединение стендеров и грузовых шлангов. Шпигаты на грузовой палубе должны надежно закрываться на время проведения грузовых и балластных операций, а также при мойке танков. Рекомендуется применение специальных устройств по локализации и сбору разлитой на палубу нефти.

Для предотвращения аварийного разлива груза на грузовых трубопроводах танкера должны устанавливаться клинкеты (задвижки) надежной конструкции, исключающей самопроизвольное их закрытие и открытие. Перед погрузкой необходимо проверить все фланцевые соединения, сальники клинкетов грузовой и зачистной систем. Грузовые и зачистные насосы необходимо подвергнуть тщательному осмотру и если потребуется, то и ремонту, чтобы ликвидировать пропуски в сальниках, клапанах, фланцах, подшипниках.

2.2.3 Перспективы транспорта нефти и нефтепродуктов через ОАО «Новороссийский морской торговый порт»

К 2015 году согласно программе о развитии топливно-энергетического комплекса Краснодарского края объемы транспортировки нефти и нефтепродуктов должны увеличиться до 140 млн. тонн:

- ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум» - около 67,0 млн. тонн. нефти в год;

- ОАО «Черномортранснефть» - около 65,0 млн. тонн нефти и нефтепродуктов (за счет перевалки нефти для Туапсинского НПЗ по планируемому к размещению магистральному нефтепроводу «Тихорецк - Туапсе» (Белореченский, Апшеронский, Туапсинский районы).

- ОАО «Северо-Кавказский транснефтепродукт» планирует достигнуть объемов транспортировки нефтепродуктов до 8,3 тонн в год.

В соответствии с Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. приоритетными направлениями развития нефтегазового комплекса Краснодарского края являются:

- привлечение инвестиций в геологоразведку и разработку месторождений углеводородного сырья;

- разработка месторождений на шельфе Азовского и Черного морей;

- внедрение новых технологий добычи и переработки нефти и газа;

- повышение эффективности использования ресурсов.

Нефтегазовый комплекс включает в себя предприятия нефтегазодобычи, нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения.

В результате реализации мер, предусмотренных энергетической стратегией России, в крае к 2020 году будет обеспечено увеличение транспортировки нефти и нефтепродуктов с 100 до 160 млн.тонн в год [30].

Глава 3. Экологическая безопасность прибрежной зоны Новороссийской бухты при работе ОАО «Новороссийский морской торговый порт»

3.1 Гидрологические и климатические факторы Новороссийской бухты

3.1.1 Особенности ветровых характеристик и волнения моря

Учитывая гидрологические и климатические характеристики Черного моря и его прибрежной зоны, оценим аналогичные характеристики Новороссийской (Цемесской) бухты, месторасположения нефтетерминала «Шесхарис». Рассмотрим ветровые характеристики района расположения терминала «Шесхарис».

В осенне-зимний период на всем Черноморском побережье Кавказа, а главным образом на участке от Анапы до Туапсе наблюдаются жестокие штормы от северо-востока, нередко достигающие силы урагана. Такие ветры получили название бора, или новороссийская бора, т.к. в районе Новороссийской бухты данное явление проявляет себя с особой силой.

Для боры характерна исключительная скорость и резкая порывистость ветра. Большая скорость ветра обуславливается увеличением барического градиента в районе перевала холодных воздушных масс через невысокие горные хребты, температурной инверсией, а также гравитационной составляющей движения холодного воздуха вниз по склонам гор к морю.

Ураганный ветер вызывает сильное волнение моря, а при отрицательной температуре воздуха - обледенение судов, причальных и гидротехнических сооружений порта Новороссийск. Иногда воздействие боры носит катастрофический характер, результатом которого является повреждение судов, срыв судов с якорей и выброс их на берег, разрушение гидротехнических сооружений порта, обрыв линий связи и электроснабжения.

В 1959 г. Московским морским гидрофизическим институтом впервые произведена классификация боры. Были выделены четыре типа новороссийской боры. В основе типизации положены динамические особенности общей циркуляции воздуха в части атмосферного вихря, на фоне которого развивается бора.

Новороссийская бора наблюдается всякий раз, когда над европейской частью России и Украиной устанавливается антициклон, а над юго-восточной частью Черного моря - циклон. Холодные массы воздуха в антициклоне устремляются к югу, захватывая район Азовского моря и Северный Кавказ. Дальнейшему продвижению холодного воздуха к югу над морем препятствует циклон, а над Северным Кавказом высокие горы. На участке сближения антициклона с севера и циклона с юга в районе от порта Анапа до порта Туапсе возникает большой барический градиент, следствием которого является сильный северо-восточный ветер.

Тип 1. Стоковая бора не бывает катастрофической и характеризуется перетеканием через горный хребет относительно тонкого слоя воздуха при малых скоростях потока на гребне и значительным его усилением у подножия хребта. Возникает такая бора, когда повышенное давление над Кубанской низменностью обеспечивает в ночные часы выхолаживание приземного слоя воздуха. Если слои выхоложенного воздуха окажутся достаточно мощными, то при ночном бризе этот воздух начинает перетекать через хребет в сторону моря. Такая бора наблюдается в основном в районе Новороссийска.

Тип 2. Фронтальная бора. Возникновение фронтальной боры связано с прохождением через горный хребет холодного фронта. Эта бора захватывает большой участок побережья от Анапы до Туапсе и часто имеет катастрофический характер. Фронтальная бора характеризуется усилением холодного потока над горами за счет конвергенции линий тока, сжимаемых между горами и высотной фронтальной инверсией.

Тип 3. Муссонная бора возникает при перемещении антициклона или гребня антициклона на юг Украины при одновременном выходе с Малой Азии на юго-восток Черного моря достаточно глубокого циклона. Характерным признаком муссонной боры является двухслойность потока - нижний холодный и верхний более теплый. Потоки имеют противоположные направления: нижний приземный слой перемещается с северо-востока, а верхний с юго-запада. Между потоками имеет место резко выраженная инверсия.

Тип 4. Внутримассовая бора возникает при перетекании через отроги Кавказских гор мощного по высоте холодного северо-восточного потока, значительно превышающего высоту гор. Синоптические условия такой боры определяются наличием обширного антициклона над районами европейской части страны и пониженного давления над юго-востоком Черного моря.

Действие боры любого типа наиболее сильно проявляется на восточном берегу Новороссийской бухты и прилегающей к нему акватории. Но наблюдались случаи, когда воздушный поток с большими скоростями направляется не по склонам гор с Маркотхского перевала вниз к морю, как обычно, а перелетает через бухту почти горизонтально. Основная струя потока обрушивается на центральную часть города на западном берегу. Наблюдается этот вид боры очень редко, и в некоторых источниках он назван «верховой борой». По интенсивности верховая бора не уступает самым жестоким северо-восточным ветрам, наблюдавшимся на восточном берегу бухты.

Осенью и зимой бора может достигать ураганной силы, при скорости ветра 40 м/с, а иногда 60 м/с и более. Действие этого ветра разрушительно как для береговых объектов, так и для судов, которые могут быть выброшены на берег. Температура воздуха при боре понижается (иногда до -20 єС), что приводит к быстрому обледенению судов. По мере удаления от берега сила боры уменьшается, и в 5 - 6 милях от него бора проявляется главным образом в волнении. При боре крутые волны достигают высоты 2 - 2,5 м. По сведениям, в среднем в году бывает 47 дней с борой, а в отдельные годы более 100 дней. Бора может продолжаться от нескольких часов до 7 суток и более.

Перед началом действия боры непосредственно на прибрежном горном хребте обычно появляются облака, от которых отрываются клочья, спускающиеся вниз по горным склонам. Затем начинает дуть порывистый, резко меняющий направление ветер.

Многолетние наблюдения позволяют сформулировать физическую сущность возникновения, развития, кульминации и угасания этого ветра. Наибольшая скорость боры чаще всего имеет место в ноябре. В этот период вода в Новороссийской бухте еще достаточно теплая, а с территории северо-восточной части Сибири уже возможно поступление холодных арктических масс. При подходе таких холодных арктических масс к Новороссийску происходит конденсация паров воды в воздухе до высоты 2 - 2,5 тыс. метров и появляется обложная облачность. Все это заканчивается продолжительным холодным дождем. Формирование облачности и выпадение осадков, как правило, продолжается в течение суток и менее. При этом температура воздуха понижается и под давлением более плотных и холодных воздушных масс происходит их сдвиг на юго-запад на уровне гор.

Входя в контакт с теплой водой, у которой теплоемкость более чем в 4 раза больше чем у воздуха, воздушная масса на поверхности воды быстро нагревается, насыщается капельками влаги и, уменьшив свою плотность, поднимается вверх. После конденсации воды при контакте с холодными потоками воздуха появляется над горами облако («борода»). Таким образом, формируется вихрь, включающий ниспадающий поток холодного воздуха и восходящая вверх паровоздушная смесь. Такой вихрь является преградой для проникновения холодных воздушных масс в юго-западном направлении. При этом повышается давление таких масс и когда их энергия оказывается больше энергии вихря происходит разрушение вихря и масса холодного потока воздуха обрушивается на противоположный берег бухты, создавая при этом на определенных уровнях соответствующие вертикальные вихри. При этом теплые поверхностные слои воды в бухте сдвигаются в сторону пос. Мысхако и далее в открытое море. Поднимающиеся холодные слои воды уменьшают энергию вертикального вихря, средняя разность температур воздушных масс по вертикали снижается, и скорость ветра повсеместно уменьшается. В последующие дни при ясной погоде скорость ветра достигает максимума в послеобеденный период, когда за счет солнечной радиации поверхностные слои воды повышают температуру. Этим и объясняется наличие пульсации давления воздуха во время боры, и снижение его скорости в ночное время. Минимальная высота прибрежного хребта находится в пределах нефтерайона «Шесхарис»,а противоположном берегу бухты расположена низина. Перепад высот и разность температур и определяют возникновение боры в этом районе.

Глубина впадины хребта в районе нефтерайона «Шесхарис» на 80 - 100 м ниже, чем справа и слева от нее. Здесь и формируется в первую очередь облако перед началом боры. По этой же причине даже в пределах нескольких километров вправо и влево на противоположном берегу бухты скорость ветра в два-три раза меньше. В осенне-зимний период, как правило, поверхность суши имеет более низкую температуру, чем температура морской воды. Поэтому ветер, проходя в юго-западном направлении на границе суша-воздух, понижает свою температуру и скорость его падает. Еще в большей мере его скорость снижается при подъеме воздушных масс к вершине горы Колдун и его отрогам. Нижние слои потоков холодного воздуха, проходящие южнее Новороссийской бухты, достаточно быстро нагреваются от поверхностных слоев воды, там также возникают вертикальные вихри, что приводит к повышению температуры воздуха и снижению скорости ветра, поэтому, по данным лоции, северо-восточный ветер наблюдается в пределах не более 4 - 5 миль от берега.

При первых признаках боры судам следует выходить в открытое море или следовать в районы якорных стоянок.

Штормы южной четверти (южные штормы) в районе Новороссийской бухты - это усиления ветра юго-восточного, южного или юго-западного направлений. Усиление южных ветров на Черном море наблюдается тогда, когда область высокого давления располагается на востоке, а область низкого давления на западе Черного моря.

Таким образом, южные штормы в районе от Керчи до Туапсе развиваются при трех типах синоптических процессов:

- перемещение по европейской части страны циклонов и циклонических ложбин с запада на восток;

- перемещение циклонов с северо-запада на юго-восток (ныряющие циклоны); при выходе южных циклонов.

В холодный период года наличие больших термических и барических градиентов вызывает активизацию циклонической деятельности.

Влияние рельефа местности на образование штормовых условий в порту Новороссийск от влияния ветров южной четверти незначительно. Опасность плавания, маневрирования и стоянки судов у причалов внешней и внутренней акваторий Новороссийского порта определяется главным образом не силой южных ветров, а быстро развивающимся при южном шторме волнением, достигающим до 6 - 7 баллов даже на внутренней акватории порта.

Анализ полученных данных свидетельствует о преимущественном направлении ветров северных направлений. Это связано с особенностью расположения Черного моря, которое, находясь в относительно низких широтах, является мощным аккумулятором тепловой энергии, а горы, примыкающие к нему с севера, обеспечивают его охлаждение северным потоком воздуха только при значительной разности температур. В зимне-весеннее время определенный вклад вносят ветры южных направлений. В это время года температура воды моря оказывается ниже температур южных склонов гор, что и предопределяет наличие ветров южного направления. Таким образом, господствующими ветрами в бухте являются северо-восточный, юго-западный и в меньшей мере ветер южного направления.

Для ликвидации разлива нефти является важным не только направление ветров, но и их скорость. Для определения вероятности возникновения ветров с заданной скоростью в течение года представляется целесообразным оценить распределение средних значений ветров в рассматриваемом районе.

Значение обеспеченности в этой таблице определяет долю времени, когда скорость ветра превышала данную пороговую величину. Например, скорость ветра 15 м/с в среднем за год превышается в сумме 2 % от его продолжительности, т.е. примерно 7 суток.

3.1.2 Направления и скорости течений

В пределах Черного моря существует основное черноморское течение, с генеральным направлением против часовой стрелки. Однако в локальных районах под влиянием тех или иных причин возникают местные вихри, изменяется скорость течения и его направление.

Рассматривая Черноморское побережье, а именно прибрежный участок моря от Туапсе до Анапы, можно сделать заключение, этот участок и его прибрежная полоса представляют собой сложный по рельефу и глубоководный район, хотя в отдельных локальных регионах изобаты изменяются в широких пределах. Это приводит к существенному изменению как скорости, так и направления основного черноморского течения в прибрежной зоне, что обеспечивает частые интенсивные возмещения вихревого характера.

Для решения задач ликвидации разлива нефти в пределах от нефтетерминалов Шесхарис, Каспийский трубопроводный консорциум и далее до перевалочных баз в районе Керченского пролива и погрузочных терминалов Азовского моря необходимы более полные и глубокие исследования, связанные с изучением гидрологии, взаимодействия энергии ветров с учетом их направлений, морских течений, температур морской воды и воздуха в отдельных локальных районах прибрежной зоны Черноморского побережья и т.д. Это позволит свести до опасность последствий при аварийных разливах нефти как Черного моря, так и прибрежной зоны.

По данным литературы, основное черноморское течение характеризуется следующим: охватывая полосу водного пространства вдоль берега шириной до 50 км движется в основном в северо-западном направлении. На расстоянии 15-20 миль от берега скорость течения достигает максимального значения равного 0,5-0,6 м/с. Ширина зоны максимальных градиентов скорости составляет 2-3 мили. Указанный боковой сдвиг скорости обеспечивает возникновение горизонтальной завихренности потока по часовой стрелке. Завихренность усиливается эффектом вращения Земли, который стремится отклонить в северном полушарии поток к берегу. В меньшей мере этому способствует меандрирование центральной части течения, т.к. в вершинах меандров, обращенных выпуклостями в сторону моря, течение поворачивает также вправо к берегу. Таким образом, три фактора определяют сдвиг течения при развороте к берегу:

- боковой сдвиг скорости;

- отклоняющаяся сила, связанная с вращением Земли;

- меандрирование.

Наличие разных значений энергий потока воды на границе раздела движущего потока и потока с нулевой скоростью, что приводит к образованию вихрей, которые имеют поступательные движения, противоположные или не совпадающие с основным черноморским течением. Такие вихри подпитываются кинетической энергией основного черноморского течения и движутся между его стержнем и берегом.

При наличии ветров северо-западных направлений скорость движения вихрей увеличивается. По данным многолетних измерений скорости течений их направлений в пределах вихря установлено, что в течение года вдоль Кавказского побережья проходит от 19 до 46 вихрей при среднегодовом их количестве, равном 32. Сезонная изменчивость проявляется в уменьшении числа вихрей в зимние месяцы, обычно 1 - 2 вихря ежемесячно. Средняя продолжительность действия вихря составляет 3 - 6 суток. В весенне-летний сезон количество вихрей увеличивается до 3 - 4 в месяц при средней продолжительности порядка 6 суток максимальной - до 14 суток.

На основании изложенного можно сделать заключение, что с большой вероятностью возможен заход вихрей в Цемесскую бухту, что значительно усложнит определение движения и поведение разлитой нефти. Отсутствие данных о взаимодействии энергии ветра и течений их направления движения в данный момент времени в месте разлива в Цемесской бухте не позволяет заблаговременно предложить оптимальный сценарий ликвидации разлива нефти.

Это предопределяет необходимость при решении задачи ликвидации разлива нефти оперативное получение данных о скорости перемещения и направления движения пятна разлитой нефти, по данным визуальных наблюдений и показаниям установленных в бухте приборов, фиксирующих направление, скорость ветра и течение в бухте в данный момент.

На основании изложенного при выполнении магистерской диссертации в основу были положены следующие определяющие факторы:

- вероятность движения пятна разлитой нефти считается в любом направлении равнозначной;

- центр пятна во времени может находиться в пределах площади круга;

- радиус круга определяется скоростью растекания нефти и смещением движения центра пятна разлитой нефти под воздействием скорости и течения воды направления и скорости ветра;

- время ликвидации пятна оценивается соотношением газообразных, жидких и твердых фракций нефти и изменения соотношения этих фракций во времени.

По данным лоции скорость морских течений в Новороссийской бухте не превышает 0,2 м/с. Формируются такие течения под воздействием энергии ветра. Не следует при этом исключать при тех или иных условиях с учетом географического расположения Суджукской косы и мыса Дооб заход в Цемесскую бухту вихрей в морской воде, образующихся на границе Основного Черноморского течения и прибрежной зоны моря. По данным лоции, эти вихри направлены по часовой стрелке и представляют собой эллипс с максимальной длиной вдоль берега до 30 миль и поперечном сечении 2 - 3 мили. Скорость движения вихрей вдоль берега составляет 0,5 - 1 узел. Заход такого вихря в Цемесскую бухту может существенно изменить направление и скорость движения пятна разлитой нефти.

3.2 Нефтебазы и нефтеналивные терминалы ОАО «Новороссийский морской торговый порт»

3.2.1 Общие сведения о нефтяном терминале ОАО «НМТП»

Нефтяной терминал ОАО «НМТП» (далее - терминал) состоит из трех структурных подразделений: нефтерайон «Шесхарис», расположенный в нефтегавани «Шесхарис»; пристань № 4 и пристань № 5, расположенные во внутренней акватории морского порта Новороссийск.

Объем отгрузки нефти терминала ОАО «НМТП» (без учета бункерного топлива) в 2007 - 2010г. составил более 53 млн. тонн в год (таблицы 3.2 и 3.3). Основной долей товарного продукта при этом является сырая нефть (77 - 83%). Ежегодное количество обрабатываемых танкеров за эти годы составляет более 600. Время погрузочных операций находится, как правило, в пределах 12 - 18 час.

Представляет собой крупный и сложный комплекс, сооружённый на Чёрном море, и предназначен для отгрузки нефти и нефтепродуктов в морские суда.

Технологический процесс перевалки нефти и нефтепродуктов ОАО «НМТП» и ОАО «Черномортранснефть» осуществляют совместно и во взаимодействии ПНБ «Шесхарис» с нефтерайоном ОАО «НМТП».

Участки трубопроводов от точки раздела по территории ПНБ «Шесхарис» ОАО «Черномортранснефть» до причалов (включая причалы, стендера и оборудование) эксплуатирует ОАО «НМТП».

Операции по ликвидации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов на территории причалов и водной акватории выполняет - ОАО «НМТП», на территории ПНБ «Шесхарис» - ОАО «Черномортранснефть».

Для осуществления своей деятельности нефтерайон располагает:

- шестью грузовыми причалами, расположенными на железобетонном молу и металлическом пирсе. Предназначены для налива танкеров нефтью и одновременно бункеровки их нефтепродуктами, а также для выкачки из танкеров балластной воды на береговые очистные сооружения нефтебазы «Шесхарис»;

- специальным бункеровочным причалом для налива плавучих бункеровщиков, которые снабжают бункерными нефтепродуктами сухогрузные суда;

- технологическими трубопроводами:

- транзитными от корня мола (границы раздела ответственности с ПНБ «Шесхарис») до причала, предназначенными для прямого налива на суда из резервуаров ПНБ «Грушовая»;

- отдающими от корня мола до причала и от узла и до причалов пирса по границе раздела ответственности с ПНБ «Шесхарис», предназначенными для отдачи нефти и нефтепродуктов на причалы;

- трубопроводом балластной воды (в отсутствие балласта используется для откачки промканализации) по пирсу для подачи её на очистные сооружения ПНБ «Шесхарис»;

- вспомогательными трубопроводами промышленной канализации, ливневой канализации,

- зачистными резервуарами промканализации, установленными под причалами;

- системой КИП и автоматизации производственных процессов, системой САО (системой аварийного отсоединения стендеров);

- системой энергоснабжения (от ПНБ «Шесхарис»);

- системой теплоснабжения и канализации (от ПНБ «Шесхарис»).

Гидросооружения нефтерайона:

- бетонная часть мола с причалами № 2 и № 3;

- металлический пирс с причалами № 5 (в настоящее время оборудование демонтировано), № 6, 7, 8 (построены в 1964 году);

- дополнительный металлический причал от мола до причала № 1 (построены по проекту фирмы Niigata в 1978-1979 гг.)

Нефть и нефтепродукты на причалы поступают по транзитным трубопроводам напрямую с нефтебазы «Грушовая», находящейся в 12-ти километрах к северу от нефтебазы «Шесхарис». Разные высотные отметки, обусловленные рельефом местности (нефтебаза «Грушовая» находится на высоте от +245 м до +314 м над уровнем моря), дают возможность самотёком производить перевалку нефти и нефтепродуктов из ПНБ «Грушовая» на суда, стоящие у причалов, т.е. осуществлять:

- прямой налив нефти (транзитом) в морские суда из резервуаров нефтебазы «Грушовая» по трубопроводам.

Налив нефти и нефтепродуктов в морские суда производится на технологическом комплексе, находящемся на причальных сооружениях, в акватории Цемесской бухты и территории нефтерайона «Шесхарис» ОАО «Новороссийский морской торговый порт». Одновременно может производиться погрузка на шести причалах (сырая нефть - 2, дизтопливо - 2 и мазут (печное топливо), однако при этом расход налива снижается относительно максимального. В случае угрозы возникновения аварийной ситуации все погрузочные операции прекращаются.

3.2.2 Технологические объекты, как потенциальные источники разливов терминала

Нефтерайон «Шесхарис»

Технологические трубопроводы нефтерайона предназначены:

- для отгрузки нефти и нефтепродуктов в танкера из резервуаров ПНБ «Шесхарис»,

- непосредственного налива нефти из резервуаров нефтебазы «Грушовая» в танкера, минуя резервуарный парк нефтебазы «Шесхарис».

Балластный трубопровод пирса БП, трубопровод на молу предназначены для откачки на ПНБ «Шесхарис» слитых из стендеров нефтепродуктов.

Нефть из резервуарного парка ПНБ «Шесхарис» на налив подаётся по трубопроводам. Далее указанные продукты подаются на узлы учёта нефти СИКН, принадлежащие ПНБ «Шесхарис». Туда же подаётся нефть непосредственно с нефтебазы «Грушовая» по трубопроводу.

С узлов учёта нефть по трубопроводам подаётся на причалы мола. Границами раздела ответственности между ОАО «НМТП» и ОАО «Черномортранснефть» служат: узел в корне мола и узел на нижней промплощадке. На причалы пирса нефть от узлов учёта подаётся по трубопроводам.

Мазут, дизельное топливо из резервуаров ПНБ «Шесхарис» подается по трубопроводам на причалы мола и пирса (КТНГ.280700.002.ТС)

Нефть из резервуаров нефтебазы «Грушовая» может подаваться непосредственно на наливные причалы мола, минуя резервуарный парк нефтебазы «Шесхарис».

На трубопроводах установлена соответствующая технологическим параметрам запорная и регулирующая арматура с электроприводом, датчики и приборы контроля, позволяющие вести технологические операции, контролировать их режимы, блокировать неправильные действия персонала.

Поступление нефти на территорию нефтерайона «Шесхарис» при аварийных разливах на ПНБ «Грушовая» и ПНБ «Шесхарис» (ОАО «Черномортранснефть») невозможно. Невозможность поступления нефти в море с объектов ПНБ «Грушовая» обусловлена рельефом местности (разделяющая горная гряда).

Основными источниками потенциальных разливов нефти на ПНБ «Шесхарис» являются резервуары хранения и трубопроводные системы. Резервуары расположены в пределах нормативных грунтовых обвалований, которые в настоящее время заменяются бетонными стенками. Кроме того, резервуары и трубопроводы верхней площадки нефтебазы имеют дополнительные уровни защиты от возможных нефтяных разливов. В этих целях выполнено окольцевание резервуаров и трубопроводов сборными лотками, играющими роль «технологических перехватов», в которых предусмотрен сбор и откачка возможных разливов нефти. Защитные функции выполняет также сплошной бетонный забор, ограничивающий верхнюю площадку нефтебазы. Трубопроводы нижней площадки нефтебазы расположены в пределах заглубленных лотков либо ограждающих бетонных стенок с системой сбора и откачки нефти либо нефтесодержащих вод.

Для выполнения наливных и других операций причалы оборудуются:

- стендерами для соединения береговых трубопроводов причала с грузовыми патрубками танкеров;

- устройствами защиты от повышения давления в трубопроводах;

- термометрами и манометрами местными и дистанционными для измерения параметров отгружаемого продукта;

- задвижками и заслонками с автоматическим, дистанционным и ручным местным управлением;

- пультом управления наливными операциями;

- противоаварийной защитой, автоматически прекращающей наливные операции

- при возникновении аварийных ситуаций на причале и на танкере;

- местами для установки сходней (трапов) с обслуживаемого судна;

- телефонной и громкоговорящей связью с диспетчером комплекса, оператором

- резервуарного парка и другими службами;

- электросиреной с включением от диспетчера комплекса;

- молниезащитой и электрическим освещением;

- системой автоматической пожарной защиты;

- промышленной канализацией загрязненных нефтепродуктами вод;

- сливными резервуарами для слива продукта из участков трубопроводов при опорожнении стендеров, перемене вида загружаемого продукта, а также при освидетельствовании и ремонте;

- насосами опорожнения сливных резервуаров;

- автомобильным проездом для передвижной пожарной техники при тушении пожара, а также автокрана при производстве ремонтных работ.

Количество и пропускная способность стендеров выбраны в соответствии с номенклатурой наливаемых (сливаемых) грузов, и исходя из необходимости налива танкера наибольшего дедвейта в нормативные сроки с учетом совмещения операций.

Подача нефтепродуктов на причал осуществляется по трубопроводам, расположенным на береговой части и по пристани. Во избежание масштабных разливов нефтепродуктов при потенциальных авариях, а также в противопожарных целях на трассе трубопроводов установлена дистанционно управляемая отсечная арматура.

Для предотвращения растекания разлившегося дизельного топлива или мазута по пристани по периметру технологической площадки установлены ограждающие бортики высотой 40 см, выполненные из негорючего материала (бетона).

Технологические площадки имеют твердое покрытие с уклоном к приямку.

Для ограничения проливов нефтепродуктов по территории пристани по периметру каждой группы стендеров построены замкнутые ограждающие стенки высотой 40 см. Контроль за технологическим процессом слива-налива осуществляется оператором технологического оборудования.

Стендер представляет собой герметичный подвижный трубопровод, способный повторять все движения приемного клинкета (приемной задвижки) судна.

Подвижность стендеру обеспечивает шарнирное соединение между отдельными его участками:

- стояком и внутренней стрелой - шарнирное соединение стиль 50 с вертикальным и горизонтальным шарнирами;

- внутренней стрелой и внешней стрелой - шарнирное соединение стиль 40 с вертикальным шарниром;

- внешней стрелой и клинкетом судна - с тремя шарнирами.

Противовесы стендера сбалансированы так, что пустой стендер из любого промежуточного положения (за исключением поворота) медленно возвращается в гаражное (вертикальное) положение.

...