Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах

(утв. Минтопэнерго РФ от 01.11.95)
Редакция от 01.11.1995 — Действует

УТВЕРЖДЕНА
Минтопэнерго России
1 ноября 1995 года

СОГЛАСОВАНА
с Департаментом государственного
экологического контроля
Минприроды России

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ УЩЕРБА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЕ ПРИ АВАРИЯХ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Методика предназначена для определения ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на магистральных, а также промысловых нефтепроводах.

Величина ущерба, определяемая по настоящей методике, включается в "Акт технического расследования отказов магистральных нефтепроводов" и используется при оформлении исков, претензий и рекламаций.

Методика разработана в ИПТЭР авторским коллективом в составе: А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.Х. Идрисов, И.С. Бронштейн, Р.З. Каримова, Л.Р. Хакимьянова, Е.Г. Ронжина.

В разработке методики принимали участие В.А. Галкин (АК "Транснефть") и Н.Н. Лукьянчиков (НИЦ "Экобезопасность").

1. Общие положения

1.1. Методика предназначена для определения экономического ущерба окружающей природной среде (ОПС) в результате аварийных разливов нефти из-за отказов сооружений, объектов или линейной части магистральных нефтепроводов.

1.2. В данной методике окружающая природная среда представлена в виде системы, состоящей из 3 основных компонентов: земель, водных объектов и атмосферы.

1.3. Методика содержит:

расчет общего объема (массы) нефти, вылившейся при аварии из нефтепровода, и масс нефти, загрязнивших компоненты окружающей природной среды;

расчет площадей загрязненных нефтью земель (почв) и водных объектов;

расчет ущерба за загрязнение нефтью каждого компонента окружающей природной среды и общей суммы платы за загрязнение ОПС;

программу расчета ущерба на ПЭВМ.

1.4. В связи с тем, что загрязнение ОПС при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию, вся масса происходящих при этом выбросов углеводородов в атмосферу, растворенной в воде нефти и нефти, загрязнившей земли, должна учитываться как сверхлимитная.

1.5. Площадь, глубина загрязнения земель и концентрация нефти (нефтепродуктов) определяются на основании данных по обследованию земель и лабораторных анализов, проведенных на основании соответствующих нормативных и методических документов, утвержденных или разрешенных для применения Минприроды России и Роскомземом.

1.6. Масса нефти, загрязняющей водные объекты, определяется суммированием массы растворенной и эмульгированной в воде нефти, значение которой соответствует предельной концентрации, и массы пленочной нефти на поверхности водного объекта.

За массу веществ, загрязняющих атмосферу, принимается масса испарившихся углеводородов со свободной поверхности разлившейся нефти.

1.7. Расчет ущерба и платы за загрязнение атмосферного воздуха и поверхностных вод вследствие разлива нефти при авариях на магистральных нефтепроводах производится в соответствии с положениями Постановления Правительства Российской Федерации от 28.08.92 N 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение ОПС, размещение отходов, другие виды вредного воздействия".

1.8. Расчет ущерба, причиненного рыбному хозяйству, производится органами рыбоохраны в соответствии с "Временной методикой оценки ущерба, наносимого рыбным запасам в результате строительства, реконструкции и расширения предприятий, сооружений и других объектов и проведения различных видов работ на рыбохозяйственных водоемах", утвержденной Госкомприродой и Минрыбхозом СССР (М., 1990) и в настоящей методике не рассматривается.

1.9. Плата за загрязнение ОПС разлившейся нефтью при авариях на магистральных нефтепроводах не освобождает эксплуатирующие их предприятия от своевременного проведения мероприятий по ликвидации последствий аварийных разливов нефти и соблюдения требований и правил, предусмотренных Законом РФ "Об охране окружающей природной среды".

1.10. Термины и определения:

Земля - компонент ОПС, включающий почвенный слой и подстилающий его грунт.

Грунт - обобщенное наименование горной породы, залегающей преимущественно в пределах зоны выветривания земной коры.

Пастбище - земля с травянистой растительностью (луга, степи и травы под пологом леса), используемая и поддерживаемая для выпаса домашних животных.

Пашня - земля, систематически обрабатываемая и используемая для посева сельскохозяйственных, в том числе пропашных многолетних культур.

Водоем - водный объект в углублении суши, характеризующийся замедленным движением воды или полным его отсутствием. Различают естественные водоемы, представляющие собой природные скопления воды, и искусственные водоемы - специально созданные скопления воды.

Водоток - водный объект, характеризующийся движением воды в направлении склона в углублении земной поверхности.

Поверхностные воды - воды, находящиеся на поверхности суши в виде различных водных объектов.

Поверхностный слой воды - слой воды водного объекта, расположенный от поверхности воды до глубины 0,5 м.

Фоновое значение показателей качества воды - значение показателей качества воды водоема или водотока до влияния на него источника загрязнения.

Пленочные нефтепродукты - нефтепродукты, находящиеся на поверхности водного объекта в виде тонкого, нередко мономолекулярного слоя (пленки).

Растворенные нефтепродукты - нефтепродукты, находящиеся в водной толще в растворенном состоянии.

Эмульгированные нефтепродукты - нефтепродукты, находящиеся в водной толще в виде эмульсии (размер частиц более 0,45 нм).

Концентрация нефти в воде - количество растворенных и (или) эмульгированных из нефти веществ в единице объема воды.

Концентрация насыщения воды нефтью - максимальное при данных условиях (температуре, солености воды и т.д.) содержание растворенных и (или) эмульгированных из нефти веществ в единице объема воды.

Разлившаяся нефть - нефть, вытекшая из объектов магистрального нефтепровода в результате нарушения их герметичности.

Нефть, разлившаяся на земле - часть вытекшей из объектов магистрального нефтепровода нефти, покрывающей дневную поверхность земли до проведения мероприятий по ее сбору и утилизации.

Нефть, разлившаяся на поверхности водного объекта - часть вытекшей из объектов магистрального нефтепровода нефти, покрывающей поверхность водного объекта до проведения мероприятий по ее сбору и утилизации.

1.11. Основные условные обозначения:

З(л.р.) - затраты на компенсацию потерь лесных ресурсов, руб.;

З(с.р.) - затраты на компенсацию потерь сельскохозяйственных ресурсов, руб.;

З(с.о.) - затраты на восстановление объектов и сооружений, расположенных на загрязненной территории, руб.;

К(э(i)) - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории i-го экономического района;

К(э.в.) - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния водного объекта;

К(э.а.) - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферы в данном регионе;

К(г) - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель;

К(в) - коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью;

К(п) - коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельскохозяйственных земель;

К(н) - нефтеемкость земли;

К(и) - коэффициент инфляции;

М - масса нефти, вылившейся из магистрального нефтепровода, т;

М(вп) - масса нефти, впитавшейся в землю, т;

М(и) - масса испарившихся летучих низкомолекулярных углеводородов нефти, т;

М(и.п.), М(и.в.) - масса летучих низкомолекулярных углеводородов нефти, испарившихся с поверхности соответственно почвы, водного объекта, т;

М(н.в-м), М(н.в-к) - масса растворенной и (или) эмульгированной нефти, загрязняющей соответственно водоем, водоток, т;

М(р) - масса нефти, разлитой на поверхности водного объекта, т;

М(п.с.) - масса свободной нефти, находящейся на земле в месте разлива, т;

М(п) - масса загрязнившей землю нефти, включая находящуюся на ее поверхности, т;

М(пл. ост.) - масса пленочной нефти, оставшейся на водной поверхности после проведения мероприятий по ликвидации разлива, т;

М(у) - масса нефти, причинившей ущерб, принимаемая для расчета платы за загрязнение водного объекта при авариях на магистральных нефтепроводах, т;

М(сб) - общая масса собранной нефти, т;

Н(б.а.) - базовый норматив платы за выброс одной тонны углеводородов в атмосферу в пределах установленного лимита, руб./т;

Н(б.в.) - базовый норматив платы за сброс одной тонны нефти в поверхностный водный объект в пределах установленного лимита, руб./т;

Н(с) - норматив стоимости сельскохозяйственных земель, руб./т;

С(а) - ставка платы за выброс одной тонны углеводородов в атмосферу в пределах установленного лимита, руб./т;

С(в) - ставка платы за загрязнение поверхностного слоя водного объекта одной тонной растворенной и эмульгированной нефти в пределах установленного лимита, руб./т;

С(в.с.) - стоимость выращивания саженцев до возраста смыкания короны, руб./га;

С(Д) - потери стоимости древесины i-го вида с 1 га на корню после загрязнения, исчисляемой по действующим ценам, руб./га;

С(н.п.) - стоимость незавершенного сельскохозяйственного производства (вспашка, внесение удобрений, посев и другие работы), руб.;

С(п.с.) - стоимость посадки саженцев взамен погибших культур, руб./га;

С(у.с.к.) - стоимость урожая сельскохозяйственных культур, руб.;

У(з) - размер платы за ущерб от загрязнения земель нефтью или нефтепродуктами, руб.;

У(к.а.) - ущерб, подлежащий компенсации, от выбросов углеводородов в атмосферу при аварийном разливе, руб.;

У(к.в.) - ущерб, подлежащий компенсации, от загрязнения водного объекта нефти при аварийном разливе, руб.;

У(л.х.) - ущерб, нанесенный лесному хозяйству, руб.;

У(н.п.) - уточненный ущерб от загрязнения нефтью земли, руб.;

У(п.м.н.) - ущерб от временного выведения из оборота плодоносящих и неплодоносящих плодово - ягодных, защитных и иных выращенных землепользователем многолетних насаждений, руб.;

C(н) - концентрация насыщения растворенной и (или) эмульгированной нефти в поверхностном слое воды водного объекта, г/куб. м;

C(р) - концентрация растворенной и (или) эмульгированной нефти в водном объекте на глубине 0,3 м в зоне разлива, г/куб. м;

C(ф) - фоновая концентрация растворенной и (или) эмульгированной нефти в водном объекте на глубине 0,3 м вне зоны разлива, г/куб. м;

D(вн) - внутренний диаметр нефтепровода, м;

F - площадь земель, загрязненных нефтью, га;

F(гр) - площадь нефтенасыщенного грунта, кв. м;

F(s) - загрязненная нефтью площадь, занятая лесной культурой s-го вида, га;

F(н) - площадь поверхности воды, покрытая разлитой нефтью, кв. м;

F(н. ост.) - площадь поверхности воды, покрытая пленочной нефтью после завершения работ по ликвидации разлива нефти, кв. м;

F(п) - площадь земли, на поверхности которой находится свободная нефть, кв. м;

P(о) - давление в начале участка нефтепровода в исправном состоянии, Па;

P' - давление в начале участка нефтепровода в поврежденном состоянии, Па;

P'' - давление в конце участка нефтепровода в поврежденном состоянии, Па;

Q(о) - расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях, куб. м/ч;

Q(1) - расход нефти через место повреждения с момента возникновения аварии до остановки перекачки, куб. м/ч;

Q(i) - расход нефти через место повреждения в промежуток времени (i), куб. м/ч;

Q' - расход нефти в поврежденном нефтепроводе, куб. м/ч;

Re - число Рейнольдса;

V - общий объем вылившейся при аварии нефти, куб. м;

V(1) - объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии до остановки перекачки, куб. м;

V(2) - объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, куб. м;

V(З) - объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента закрытия задвижек до полного истечения нефти, куб. м;

V'(З) - основной объем нефти, вытекшей после закрытия задвижек до прекращения самопроизвольного истечения нефти через место повреждения, куб. м;

V(3) - дополнительный сток нефти после закрытия задвижек, определяемый объемом участка с частичным опорожнением в зависимости от положения нижней точки контура повреждения относительно поверхности трубы и профиля участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения;

V(i) - объем нефти, вытекшей из нефтепровода за элементарный промежуток времени (i), куб. м;

V(р) - объем воды, в котором к моменту инструментальных измерений растворилась разлитая нефть, V(р) = 0,3 F(н), куб м;

V(вп) - объем нефти, впитавшейся в землю, т;

Z(1) - геодезическая отметка начала участка нефтепровода, м;

Z(2) - геодезическая отметка конца участка нефтепровода, м;

Z(м) - геодезическая отметка места повреждения, м;

Z(п) - геодезическая отметка перевальной точки на рассматриваемом участке, м;

d(отв.) - диаметр дефектного отверстия, м;

d'(экв.) - эквивалентный диаметр отверстий истечения, форма которых отличается от круглой, м;

g - ускорение силы тяжести, м/кв. сек.;

i(о) - гидравлический уклон при перекачке нефти по исправному нефтепроводу;

i' - гидравлический уклон при перекачке нефти по поврежденному нефтепроводу до места повреждения;

i'' - гидравлический уклон при перекачке нефти по поврежденному нефтепроводу после места повреждения;

h(а) - напор, создаваемый атмосферным давлением, м;

h(*) - перепад напора в точке истечения через место повреждения при работающих насосных станциях, м;

h(ср) - средняя глубина пропитки по всей площади нефтенасыщенной земли, м;

h(Т) - глубина заложения нефтепровода до нижней образующей, м;

l - протяженность участка нефтепровода, заключенного между 2-мя насосными станциями, м;

l' - суммарная длина участков нефтепровода между двумя перевальными точками или 2-мя смежными с местом повреждения задвижками, возвышенных относительно места повреждения и обращенных к месту повреждения, за исключением участков, геодезические отметки которых ниже отметки повреждения, м;

l(i) - элементарный участок нефтепровода, м;

m(о) - показатель режима движения нефти по нефтепроводу в исправном состоянии;

m(пл. ост.)- удельная масса пленочной нефти на 1 кв. м поверхности воды после завершения сбора разлитой нефти, г/кв. м;

m(р) - удельная масса разлитой нефти на 1 кв. м поверхности воды, г/кв. м;

m(ф) - удельная масса фоновой нефти на 1 кв. м свободной от разлива поверхности воды, г/кв. м;

q(и.п.), q(и.в.) - удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности нефти, разлившейся на земле и на воде соответственно, г/кв. м;

t(воз.) - температура воздуха, °C;

t(п), t(в) - температура верхнего слоя земли и воды соответственно, °C;

t(и.п.), t(и.в.) - средняя температура поверхности испарения на земле и на воде соответственно, °C;

u - число видов рассматриваемых лесных культур, шт.;

x(*) - протяженность участка нефтепровода от насосной станции до места повреждения, м;

(п), (в) - толщина слоя нефти на поверхности земли и воды соответственно, м;

- коэффициент расхода нефти через место повреждения;

- кинематический коэффициент вязкости нефти, кв. м/с;

- плотность нефти, т/куб. м;

(а) - время повреждения нефтепровода, ч;

(о) - время остановки насосов после повреждения, ч;

(з) - время закрытия задвижек после повреждения нефтепровода, ч;

(i) - элементарные интервалы времени, внутри которых режим истечения принимается неизменным, ч;

(оп) - время начала поступления свободной нефти на дневную поверхности почвы, ч;

(ов) - время начала поступления нефти на поверхность водного объекта, ч;

(м.п.), (м.в.) - время завершения мероприятий по сбору свободной нефти с поверхности земли и воды соответственно, ч;

(и.п.), (и.в.) - продолжительность процесса испарения свободной нефти с поверхности земли и плавающей нефти с водной поверхности соответственно, ч;

(1) - продолжительность истечения нефти из поврежденного нефтепровода при работающих насосных станциях, ч;

(2) - продолжительность истечения нефти с момента остановки перекачки (о) до закрытия задвижек (з), ч;

- площадь дефектного отверстия, кв. м.

2. Оценка факторов, определяющих величину ущерба окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах

Основными факторами, определяющими величину ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах, являются:

количество вылившейся из нефтепровода нефти и распределение ее по компонентам окружающей среды;

площадь и степень загрязнения земель;

площадь и степень загрязнения водных объектов;

количество углеводородов, выделившихся в атмосферу.

2.1. Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии

2.1.1. Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

2.1.2. Объем V(1) нефти, вытекшей из нефтепровода с момента (а) возникновения аварии до момента (о) остановки перекачки, определяется соотношением

V(1) = Q(1)(1) = Q(1)((о) - (а)) (2.1)

Время повреждения (а) и остановки (о) насосов фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.

Расход нефти через место повреждения Q(1) (рисунок) определяется из выражения [1]:

(2.2)

Рис. Графики изменения режима перекачки при нарушении герметичности трубопровода на насосной станции (а) и трубопровода (б) <*>

<*> Не приводятся.

Расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях Q(о) определяется режимом загрузки нефтепровода и фиксируется по показаниям приборов на нефтеперекачивающих станциях (НПС).

Протяженность поврежденного участка нефтепровода l, заключенного между 2-мя НПС, протяженность участка нефтепровода от НПС до места повреждения x(*), геодезические отметки начала Z(1) и конца Z(2) участка l определяются по профилю трассы нефтепровода.

Расход Q', давление в начале P' и в конце P'' участка l в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяются по показаниям приборов на НПС на момент аварии.

В соответствии с рекомендациями [2], показатель режима движения нефти по нефтепроводу m(о) равен 0,25.

Частные случаи определения Q(1):

а) при Q' Q(о) (когда величина утечки настолько мала, что не фиксируется приборами на НПС)

(2.3)

Площадь дефектного отверстия в зависимости от формы разрыва стенки нефтепровода определяется по формулам, приведенным в Приложении 2.

Коэффициент расхода через дефектное отверстие диаметром d(отв.) определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re в соответствии с табл. 2.1.

Таблица 2.1

Re < 25 25...400 400...10000 10000...300000 > 300000
Коэффициент расхода Re/48 Re/(1,5 +
+1,4Re)
0,595

Число Рейнольдса Re рассчитывается по формуле

(2.4)

Для определения коэффициента расхода отверстий, форма которых отличается от круглой, рассчитывается эквивалентный диаметр

(2.5)

В этом случае в формулу (2.4) подставляем d(отв.) = d(экв.)

Перепад напора h(*) в точке истечения зависит от давления P' в начале участка l, гидравлического уклона i', удаленности места повреждения от НПС, глубины h(Т) заложения нефтепровода, напора h(а), создаваемого атмосферным давлением, и определяется из выражения

h(*) = P'/ g - i' x(*) - h(Т) (2.6)

б) если P'' = 0

или P'' < (Z(п) - Z(2)) g,

или P'' < (Z(м) - Z(2)) g,

то Q(1) = Q' (2.7)

2.1.3. После отключения насосных станций происходит опорожнение расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков, за исключением понижений между ними. Истечение нефти определяется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения нефтепровода.

Для выполнения расчетов продолжительность истечения нефти (2) с момента остановки перекачки (о) до закрытия задвижек (з) разбивается на элементарные интервалы (i), внутри которых режим истечения (напор и расход) принимается неизменным.

Для практического применения обычно достаточна точность расчетов, получаемая при (i), равном 0,25 ч, для более точных расчетов значения (i) можно уменьшить ((i) = 0,01...0,1 ч).

Общий объем выхода нефти из нефтепровода за время (2) = ((о) - (з)) определяется как сумма объемов V(i) нефти, вытекших за элементарные промежутки времени (i):

V(2) = SUM V(i) = SUM Q(i) (i) (2.8)

Для каждого i-го элементарного интервала времени определяется соответствующий расход Q(i) нефти через дефектное отверстие:

(2.9)

Напор в отверстии, соответствующий i-му элементарному интервалу времени, рассчитывается по формуле

h(i) = Z(i) - Z(м) - h(Т) - h(а) (2.10)

Величина Z(i) является геодезической отметкой самой высокой точки профиля рассматриваемого участка нефтепровода, заполненного нефтью на i-й момент времени.

За элементарный промежуток времени (i) освобождается объем нефтепровода V(i), что соответствует освобождению l(i) участка нефтепровода:

l(i) = 4 V(i)/ D 2 (вн) (2.11)
 

Освобожденному участку l(i) соответствуют значения x(i) и Z(i), определяющие статический напор в нефтепроводе в следующий расчетный интервал времени (i+1).

Значение Z(i) подставляется в формулу (2.10) и далее расчет повторяется полностью для интервала времени (i+1). Операция расчета повторяется до истечения времени (2) = (о) - (з).

2.1.4. Истечение нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Основной объем вытекающей после закрытия задвижек нефти V'(3) определяется по формуле

V'(3) = D 2 (вн)l'/4 (2.12)
 

Значение l' находится как сумма длин участков нефтепровода между перевальными точками или 2-мя смежными с местом повреждения задвижками, возвышенных относительно места повреждения М(x(*), Z(м)) и обращенных к месту повреждения, за исключением участков, геодезические отметки которых ниже отметки места повреждения.

В зависимости от положения нижней точки контура повреждения относительно поверхности трубы и профиля участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения, возможно и частичное их опорожнение. Дополнительный сток V(3), определяемый объемом участка нефтепровода с частичным опорожнением, для различных условий в зависимости от диаметра нефтепровода определяется в соответствии с данными, приведенными в табл. 2.2.

Таблица 2.2

К РАСЧЕТУ ОБЪЕМА ОПОРОЖНЕНИЯ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА, ПРИМЫКАЮЩИХ К МЕСТУ ПОВРЕЖДЕНИЯ <*>

<*> Не приводится.

2.1.5. Объем стока нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек равен

V(3) = V'(3) + V(3) (2.13)

2.1.6. Общий объем (общая масса М) вылившейся при аварии нефти определяется суммой объемов истечения нефти с момента возникновения аварии до прекращения утечки:

V = V(1) + V(2) + V(3)  
или М = V (2.14)

2.2. Оценки площади загрязнения земель и водных объектов

2.2.1. Площадь нефтяного загрязнения земель и водных объектов может быть определена:

методом экспертных оценок;

инструментальным методом;

методом аэрофотосъемки.

2.2.2. При использовании метода экспертных оценок в качестве масштаба используют предметы или сооружения на местности с известными размерами, на основании которых определяют длину, ширину или радиус нефтяного пятна.

2.2.3. Для определения площади загрязнения инструментальным методом выбирают опорные точки на местности, между которыми определяют углы и расстояние. Полученные данные наносят на карту, затем в соответствии с масштабом карты вычисляют искомую площадь.

2.2.4. При использовании метода аэрофотосъемки размер пятна определяют по аэрофотоснимкам, для чего:

на фотографию (или прямо на негатив) накладывают кальку с изображенной на ней сеткой со стороной квадрата 1 мм;

определяют число квадратов, покрывающих площадь пятна разлива;

число квадратов умножают на величину площади, соответствующую (при выбранном масштабе аэрофотосъемки) 1 кв. мм на кальке;

масштаб аэрофотосъемки m определяют как соотношение высоты полета H в момент фотографирования, определяемой по показаниям навигационных приборов самолета, к фокусному расстоянию фотоаппарата b

m = H/b (2.15)

2.3. Оценка степени загрязнения земель

2.3.1. Степень загрязнения земель определяется нефтенасыщенностью грунта.

Нефтенасыщенность грунта или количество нефти (масса М(вп) или объем V(вп)), впитавшейся в грунт, определяется по соотношениям [3]:

М(вп) = К(н) V(гр), кг;  
   
V(вп) = К(н) V(гр), куб. м (2.16)

Значение нефтеемкости грунта К(н) в зависимости от его влажности принимается по табл. 2.3.

Таблица 2.3

НЕФТЕЕМКОСТЬ ГРУНТОВ

Грунт Влажность, %
0 20 40 60 80
Гравий (диаметр частиц 2...20 мм) 0,30 0,24 0,18 0,12 0,06
Пески (диаметр частиц 0,05...2 мм) 0,30 0,24 0,18 0,12 0,06
Кварцевый песок 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05
Супесь, суглинок (средний и тяжелый) 0,35 0,28 0,21 0,14 0,07
Суглинок легкий 0,47 0,38 0,28 0,18 0,10
Глинистый грунт 0,20 0,16 0,12 0,08 0,04
Торфяной грунт 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10

Объем нефтенасыщенного грунта V(гр) вычисляют по формуле

V(гр) = F(гр) h(ср) (2.17)

Средняя глубина h(ср) пропитки грунта на всей площади F(гр) нефтенасыщенного грунта определяется как среднее арифметическое из шурфовок (не менее 5 равномерно распределенных по всей поверхности).

2.3.2. Степень загрязнения насыщенного нефтью грунта определяется отбором и последующим анализом почвенных проб на содержание нефтепродуктов.

Почвенные пробы отбираются с глубины от 0 до 0,2 м и от 0,2 м до 0,4 м по диагонали загрязненного участка через каждые 8...10 м, начиная с края.

Методы анализа почвенных проб приведены в РД 39-0147098-015-90 "Инструкция по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтепрома" (приложения 3 - 7) [3].

2.4. Оценка степени загрязнения водных объектов

Степень загрязнения водных объектов определяется массой растворенной и (или) эмульгированной в воде нефти.

2.4.1. Масса нефти, загрязняющей толщу воды, рассчитывается по формулам ИПТЭР:

для водоемов

М(н.в-м) = 5,8 x 10 -3 x М(р) (C(н) - C(ф)), (2.18)
 

для водотоков

М(н.в-к) = 8,7 x 10 -4 x М(р) (C(н) - C(ф)) (2.19)
 

Концентрация насыщения C(н) принимается по табл. 2.4 в зависимости от типа водного объекта.

Таблица 2.4

КОНЦЕНТРАЦИЯ НАСЫЩЕНИЯ ВОДЫ НЕФТЬЮ

Тип водного объекта Концентрация насыщения C(н), г/куб. м
Водоем 26
Водоток 122

Данные о фоновой концентрации C(ф) могут быть получены в местных органах, контролирующих водные объекты, или определены по результатам лабораторных анализов проб воды, отобранных вне зоны загрязнения.

2.4.2. Масса М(р) нефти, разлитой на поверхности водного объекта, определяется одним из следующих способов:

по балансу количества нефти, вылившейся из магистрального нефтепровода при аварии, и ее распределения по компонентам окружающей природной среды;

по результатам инструментальных измерений на загрязненной нефтью поверхности водного объекта;

по количеству нефти, собранной нефтесборными средствами при ликвидации аварийных разливов.

В случае, если определение массы разлитой на водной поверхности нефти производится несколькими способами, дающими разные результаты, в расчет включается большая величина.

Для получения предварительных данных может использоваться метод экспертных оценок загрязнения водных объектов без применения его в расчетах ущерба окружающей среде.

2.4.3. Расчет массы разлитой на поверхности водного объекта нефти по балансу ее количества производится по формуле

М(р) = М - М(п) - М(ип) (2.20)

2.4.4. При использовании данных инструментальных измерений расчет массы нефти, поступившей в водный объект, производится по формуле

М(р) = (m(р) - m(ф)) F(н) x 10 -6 + (C(р) - C(ф)) V(р) x 10 -6 (2.21)
   

Для получения данных инструментальных измерений, входящих в формулу (2.21), необходимо:

в 4...6 точках разлива произвести отбор нефти пробоотборником с известной площадью поперечного сечения. Точки отбора проб выбираются так, чтобы 2...3 из них находились ближе к центру разлива, а другие 2...3 - на его периферии. Из отобранных проб составляется общая проба, в которой весовым методом определяется масса нефти. По найденной массе рассчитывается масса m(р);

в точках, в которых производится отбор нефти, с глубины 0,3 м отбираются пробы воды для определения концентрации C(р) растворенной и эмульгированной в воде нефти (концентрация C(р) определяется одним из методов, указанных в [4]);

в 1...2 точках поверхности водного объекта, не подверженных влиянию разлива нефти, пробоотборником с известной площадью поперечного сечения отбираются пробы воды для определения наличия на ней нефти и ее массы. По найденной массе рассчитывается масса m(ф);

в точках, в которых производится отбор проб воды для нахождения массы m(ф), отбираются пробы воды с глубины 0,3 м для определения фоновой концентрации C(ф) нефтепродуктов в воде (отбор проб воды производится в случаях, когда данные о фоновой концентрации в месте разлива нефти не известны).

2.4.5. На основе экспертных оценок характера поверхности воды и внешних признаков нефтяной пленки расчет массы разлитой на поверхности водного объекта нефти производится по формуле

М(р) = (m(р) - m(ф)) F(н) x 10 -6   (2.22)
 

Значения m(р) и m(ф) при оценке массы разлитой нефти данным способом принимаются по табл. 2.5.

Таблица 2.5

МАССА НЕФТИ НА 1 КВ. М ВОДНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ РАЗЛИЧНОМ ВНЕШНЕМ ВИДЕ НЕФТЯНОЙ ПЛЕНКИ

Внешние признаки нефтяной пленки Масса нефти на 1 кв. м водной поверхности, г
1. Чистая водная поверхность без признаков опалесценции (отсутствие признаков цветности при различных условиях освещенности) 0
2. Отсутствие пленки и пятен, отдельные радужные полосы, наблюдаемые при наиболее благоприятных условиях освещения и спокойном состоянии водной поверхности 0,1
3. Отдельные пятна и серые пленки серебристого налета на поверхности воды, наблюдаемые при спокойном состоянии водной поверхности, появление первых признаков цветности 0,2
4. Пятна и пленки с яркими цветными полосами, наблюдаемыми при слабом волнении 0,4
5. Нефть в виде пятен и пленки, покрывающая значительные участки поверхности воды, не разрывающиеся при волнении, с переходом цветности к тусклой мутно - коричневой 1,2
6. Поверхность воды покрыта сплошным слоем нефти, хорошо видимой при волнении, цветность темная, темно - коричневая 2,4

Способ экспертных оценок может применяться в случаях, когда толщина слоя нефти в месте разлива значительно меньше 1 мм.

2.4.6. Для водоемов допускается проведение контрольных замеров фактических концентраций эмульгированной и растворенной нефти под поверхностью разлива, а также толщины загрязненного слоя воды водного объекта после проведения мероприятий по сбору разлитой нефти.

2.4.7. Масса пленочной нефти, оставшейся на водной поверхности после проведения обязательных мероприятий по ликвидации последствий разливов нефти, рассчитывается по формуле

М(пл. ост.) = m(пл. ост.) x F(н. ост) (2.23)

Значение m(пл. ост.) принимается по табл. 2.5.

2.4.8. Масса нефти, принимаемая для расчета платы за загрязнение водного объекта при авариях на магистральных нефтепроводах М(у), рассчитывается по формуле

М(у) = М(и) + М(пл. ост.) (2.24)

Если в результате проведения мероприятий пленочная нефть полностью удалена, то второе слагаемое формулы (2.24) принимается равным нулю.

2.5. Оценка степени загрязнения атмосферы

Степень загрязнения атмосферы вследствие аварийного разлива нефти определяется массой летучих низкомолекулярных углеводородов, испарившихся с покрытой нефтью поверхности земли или водоема.

2.5.1. Масса углеводородов, испарившихся с поверхности земли, покрытой разлитой нефтью, определяется по формуле

М(и.п.) = q(и.п.) F(гр) x 10(-6) (2.25)

Удельная величина выбросов q(и.п.) принимается по табл. п. 3 - п. 5 в зависимости от следующих параметров: плотности нефти , средней температуры поверхности испарения t(п.и.), толщины слоя нефти на дневной поверхности земли (п), продолжительности процесса испарения свободной нефти с дневной поверхности земли (и.п.).

Плотность принимается по данным документов о качестве нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу перед его аварийной остановкой.

Средняя температура поверхности испарения определяется по формуле

t(п.и.) = 0,5 (t(п) + t(воз.)) (2.26)

Если t(п.и.) < 4° C, то удельная величина выбросов принимается равной нулю.

Толщина слоя свободной нефти на поверхности земли рассчитывается по формуле

(п) = М(п.с.)/F(гр) (2.27)

Продолжительность испарения свободной нефти с поверхности земли определяется по формуле

(и.п.) = (м.п.) - (оп) (2.28)

Для определения удельной величины выбросов углеводородов при промежуточных значениях параметров, не указанных в табл. п. 3 - п. 5, производится линейная интерполяция между смежными значениями.

2.5.2. Масса углеводородов, испарившихся в атмосферу с поверхности водного объекта, покрытой нефтью, определяется по формуле

М(и.в.) = q(и.в.) F(н) x 10 -6   (2.29)
 

Удельная величина выбросов q(и.в.) принимается по табл. п. 3 - п. 5 в зависимости от следующих параметров:

- средней температуры поверхности испарения

t(и.в.) = 0,5 (t(в) + t(воз.)); (2.30)

Если t(и.в.) < 4° C, то удельная величина выбросов принимается равной нулю.

- толщины слоя плавающей на водной поверхности нефти

(в) = М(р)/F(н) ; (2.31)

- продолжительности процесса испарения плавающей на водной поверхности нефти

(и.в.) = (м.в.) - (о.в.) (2.32)

2.5.3. Масса нефти, принимаемая для расчета платы за выбросы углеводородов нефти в атмосферу при авариях на магистральных нефтепроводах, рассчитывается по формуле

М(и) = М(и.п.) + М(и.в.) (2.33)

Если в результате аварии нефть загрязняет только землю или только водный объект, то соответственно в формуле (2.33) слагаемое М(и.п.) или М(и.в.) принимается равным нулю.

2.6. Баланс количества вылившейся нефти

2.6.1. На всех стадиях ликвидации аварии на магистральных нефтепроводах с момента возникновения до полной ликвидации ее последствий должен соблюдаться баланс между массой М вылившейся нефти из трубопровода и распределением ее по компонентам окружающей природной среды с последующим соблюдением баланса между массой М вылившейся из трубопровода нефти и собранной М(сб) и безвозвратно потерянной М(б.п.) нефти:

М = М(б.п.) + М(сб), (2.34)
   
М(б.п.) = М(в.п.) + М(у) + М(и) (2.35)

Масса впитавшейся в грунт нефти М(в.п.) определяется по формуле (2.16); масса нефти, загрязняющей водный объект, М(у) определяется по формулам (2.18) - (2.24); масса испарившихся углеводородов нефти, М(и) определяется по формулам (2.25) - (2.33).

3. Оценка ущерба, подлежащего компенсации, окружающей природной среде от загрязнения земель

3.1. В соответствии с нормативным документом "Порядок определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами" [5] ущерб У(з) от загрязнения земель нефтью определяется по формуле

У(з) = Н(с) F(гр) К(п) К(в) К(э(i)) К(г) (3.1)

Норматив стоимости сельскохозяйственных земель Н(с) определяется согласно табл. п. 7.1.

Коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельскохозяйственных земель К(п) определяется согласно табл. п. 7.2.

Коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью К(в) определяется по табл. п. 7.3.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории i-го экономического района К(э(i)) определяется по табл. п. 7.4.

Коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель К(г) определяется по табл. п. 7.5.

3.2. Степень загрязнения земель характеризуется пятью уровнями: допустимым (1 уровень), слабым (2), средним (3), сильным (4) и очень сильным (5).

Содержание в почве нефти и нефтепродуктов, соответствующее различным уровням загрязнения, приведено в табл. п. 7.6.

3.3. Уточненный ущерб У(и.п.) от загрязнения нефтью земель определяется как сумма затрат за компенсацию негативных последствий воздействия загрязнения, складывающаяся из затрат З(с.о.) на восстановление объектов и сооружений, расположенных на загрязненной территории, затрат З(с.р.) на компенсацию потерь сельскохозяйственных ресурсов, затрат З(л.р.) на компенсацию потерь лесных ресурсов:

У(и.п.) = З(с.о.) + З(с.р.) + З(л.р.) (3.2)

3.4. Затраты на восстановление объектов и сооружений, пострадавших в результате загрязнения прилегающей территории, подсчитываются согласно сметной стоимости восстановительных работ.

3.5. Затраты на компенсацию потерь сельскохозяйственных ресурсов определяются как сумма, слагаемая из ущерба от временного выведения из оборота плодоносящих и неплодоносящих плодово - ягодных, а также защитных и иных выращенных землепользователем многолетних насаждений У(п.м.н.), стоимости незавершенного сельскохозяйственного производства (вспашка, внесение удобрений, посев и другие работы) С(н.п.), стоимости урожая сельскохозяйственных культур С(у.с.к.) (если на земельном участке проделан основной комплекс агротехнических мероприятий по возделыванию соответствующей сельскохозяйственной культуры):

З(с.р.) = У(п.м.н.) + С(н.п.) + С(у.с.к.) (3.3)

3.6. Расчет ущерба от выведения из оборота плодоносящих плодово - ягодных, а также защитных и иных выращенных землепользователем многолетних насаждений производится по их балансовой стоимости.

3.7. Ущерб от выведения из оборота неплодоносящих насаждений оценивается по фактически произведенным землепользователем затратам:

на подготовку почвы, посадку насаждений и уход за ними, на другие виды работ - в соответствии с установленными нормами и расценками;

на покупку саженцев - по ценам плодопитомнических хозяйств или фактическим затратам на их выращивание;

на оплату минеральных удобрений;

на производство органических удобрений в хозяйстве - по фактическим затратам.

3.8. Ущерб незавершенного производства (вспашка, внесение удобрений, посев, уход за посевами и другие виды работ) определяется фактическими затратами на выполнение землепользователем работы по нормам выработки и расценкам на отдельные виды этих сельскохозяйственных работ, а также стоимостью высеянных семян, органических и минеральных удобрений и т.п., внесенных в почву, но не использованных в связи с временным изъятием из оборота земельного участка.

3.9. Ущерб от потерь семян, органических и минеральных удобрений определяется по фактическим затратам на их производство или по закупочным ценам.

3.10. Ущерб от потерь урожая сельскохозяйственных культур оценивается при нанесении ущерба земельному участку до уборки урожая. Ущерб определяется исходя из средней за последние 5 лет урожайности этой культуры в данном хозяйстве и закупочных цен, действующих в данной зоне. По кормовым культурам, не имеющим закупочных цен, урожай переводится на кормовые единицы, и его стоимость определяется по закупочной стоимости овса. В этом случае ущерб от незавершенного производства не возмещается.

3.11. Ущерб У(л.х.), нанесенный лесному хозяйству, определяется стоимостью С(Д) потерянной древесины s-го вида на корню, стоимостью посадки С(п.с.) и выращивания С(в.с.) саженцев до смыкания кроны, количеством видов и рассматриваемых культур и площадей F(s), загрязненных нефтью, занятых каждой лесной культурой:

(3.4)

4. Оценка ущерба, подлежащего компенсации, окружающей природной среде от загрязнения нефтью водных объектов

4.1. Расчет ущерба ОПС от загрязнения водных объектов нефтью при аварийных разливах выполняется по формуле

У(к.в.) = 5 К(и) С(в) М(у) (4.1)

Ущерб, подлежащий компенсации, У(к.в.) рассчитывается как плата за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента 5.

Масса нефти М(у) определяется в соответствии с п. 2.4.8.

С(в) = Н(б.в.) К(э.в.) (4.2)

Базовый норматив платы Н(б.в.) принимается по табл. п. 8.1 [6], коэффициент экологической ситуации К(э.в.) - по табл. п. 8.2 [6] в соответствии с Базовыми нормативами платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду и размещение отходов (приложение к Постановлению Правительства РФ от 28.08.92 N 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия").

5. Оценка ущерба, подлежащего компенсации, окружающей природной среде от загрязнения атмосферы

5.1. Расчет ущерба ОПС от выбросов углеводородов нефти в атмосферу при аварийных разливах выполняется по формуле

У(к.а.) = 5 К(и) С(а) М(и) (5.1)

Ущерб, подлежащий компенсации, У(к.а.) рассчитывается как плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ применением повышающего коэффициента 5.

Масса углеводородов М(и) определяется в соответствии с п. 2.5.3.

С(а) = Н(б.а.) К(э.а.) (5.2)

Базовый норматив платы Н(б.а.) принимается по табл. п. 9.1 [6] в соответствии с Базовыми нормативами платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду и размещение отходов (приложение к Постановлению Правительства РФ от 28.08.92 N 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия").

6. Плата за загрязнение окружающей природной среды при авариях на магистральных нефтепроводах

6.1. Плата за загрязнение окружающей природной среды разлившейся нефтью при авариях на магистральных нефтепроводах П складывается из ущерба, подлежащего компенсации, за загрязнение земли, водных объектов и атмосферы:

П = У(з) + У(к.в.) + У(к.а.), руб. (6.1)

7. Порядок расчета платы за загрязнение окружающей природной среды при авариях на магистральных нефтепроводах

1. Подготовка исходной информации

1.1. Данные плана и профиля (x(i), Z(i) для характерных точек) нефтепровода между 2-мя НПС, смежными с местом повреждения.

1.2. P(о), P, i(о), Q(о), l, Z(1), Z(2), m(о), D(вн), h(т), h(а).

1.3. x(*), Z(м), d(отв.), , P', i', i'', Q', (о), (а), (з), a.

1.4. , , g.

1.5. h(ср), F(гр), (п), t(п).

1.6. C(р), C(ф), C(н), m(р), m(ф), m(пл. ост.), F(н. ост.), F(н), t(в).

1.7. t(воз), (п), q(и.п.), q(и.в.), (м.п.), (о.п.), (м.в.), (о.в.).

1.8. К(п), К(в), К(э), К(г), К(э.в.), К(и).

2. Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии

2.1. Определяем V(1), для чего:

2.1.1. Проверяем выполнение условия Q' - Q(о) < 0. Если данное условие выполняется, то:

а) по формулам Приложения 2 определяем омегу;

б) для дефектных отверстий, форма которых отличается от круглой, определяем d(экв.) по (2.5);

в) определяем Re по (2.4);

г) в зависимости от Re определяем в соответствии с табл. 2.1;

д) определяем h(*) по (2.6);

е) определяем Q(1) по (2.3).

2.1.2. Если условие 2.1.1 не выполняется, проверяется условие P'' = 0 или P'' < (Z(п) - Z(2)) g или P'' < (Z(м) - Z(2)) g.

Если оно выполняется, то Q(1) = Q'.

2.1.3. Если условия 2.1.1 и 2.1.2 не выполняются, то Q(1) определяем по (2.2).

2.1.4. Определяем V(1) по 2.1.

2.2. Определяем V(2), для чего:

2.2.1. Определяем продолжительность (2).

2.2.2. Устанавливаем элементарный интервал времени, принимаемый для расчета, - шаг расчета ((i) = 0,01...0,25 ч).

2.2.3. По профилю трассы определяем самую высокую точку Z(1i) на расчетном участке нефтепровода между двумя задвижками, смежными с местом повреждения.

2.2.4. Определяем h(1i), соответствующий Z(1i) по (2.10).

2.2.5. Определяем участки, подлежащие опорожнению от нефти самотеком. Для этого на рассматриваемом участке исключаем участки, имеющие уклон в обратную сторону от повреждения, а также участки, предшествующие указанным участкам и имеющие уклон в сторону повреждения, но высотные отметки которых ниже верхних точек уклонов в обратную сторону (так называемые ямки).

2.2.6. Для элементарного интервала времени (1i) определяем статический напор h(1i) над местом выхода нефти по (2.10) и Q(1i) по (2.9).

2.2.7. Находим элементарный объем V(1i) нефти, вытекшей из нефтепровода за промежуток времени (1i) по выражению V(1i) = Q(1i) (1i).

2.2.8. Определяем длину l(1i) опорожненного участка нефтепровода за промежуток времени (1i) из выражения (2.11).

2.2.9. Отсчитывая с точки трассы, имеющей отметку Z(1i), длину l(1i) от рассматриваемого участка, определяем координаты (x(2i), Z(2i)) нефтепровода, заполненного нефтью, к следующему элементарному интервалу времени (2i).

2.2.10. Определяем соответствующие интервалу времени (2i) значения h(2i) по (2.10), Q(2i) по (2.9), V(2i).

2.2.11. Операции пп. 2.2.6 - 2.2.10 повторяем до истечения времени (2).

2.2.12. Определяем V(2) по (2.8).

2.3. Определяем V(3), для чего:

2.3.1. Определяем V'(3) по (2.12).

2.3.2. Определяем V(3) по данным табл. 2.2.

2.3.3. Определяем V(3) по (2.13).

2.4. Определяем V и М по (2.14).

3. Оценка степени загрязнения компонентов окружающей природной среды

3.1. Оценка степени загрязнения земель.

3.1.1. Определяем площадь F(гр) в соответствии с пп. 2.2.1 - 2.2.4

3.1.2. Определяем объем V(гр) по (2.17).

3.1.3. Определяем М(вп) и V(вп) по (2.16).

3.2. Оценка степени загрязнения водного объекта.

3.2.1. Определяем F(н) в соответствии с пп. 2.2.1 - 2.2.4.

3.2.2. Определяем М(р) в соответствии с пп. 2.4.2 - 2.4.6.

3.2.3. Определяем М(н.в-м) по (2.18) или М(н.в-к) по (2.19).

3.2.4. Определяем М(пл. ост.) по (2.23).

3.2.5. Определяем М(у) по (2.24).

3.3. Оценка степени загрязнения атмосферы.

3.3.1. Определяем t(п.и.) по (2.26).

3.3.2. Определяем (п) по (2.27).

3.3.3. Определяем (и.п.) по (2.28).

3.3.4. Определяем М(и.п.) по (2.25).

3.3.5. Определяем t(в.и.) по (2.30).

3.3.6. Определяем (в) по (2.31).

3.3.7. Определяем (и.в.) по (2.32).

3.3.8. Определяем М(и.в.) по (2.29).

3.3.9. Определяем М(и) по (2.33).

4. Баланс количества вылившейся нефти

4.1. Проверяем соблюдение баланса по (2.34) и (2.35).

4.2. При разнице левой и правой частей равенств (2.34) и (2.35) более чем на 5% проверить правильность исходных данных.

5. Оценка ущерба, подлежащего компенсации, от загрязнения земель

5.1. Определяем У(з) по (3.1) или по (3.2).

При расчете У(з) по (3.2) необходимо сначала:

5.1.1. Определить по сметной стоимости З(с.о.).

5.1.2. Определить З(с.р.) по (3.3).

5.1.3. Определить У(л.х.) по (3.4).

6. Оценка ущерба, подлежащего компенсации, от загрязнения нефтью водных объектов

6.1. Определяем С(в) по (4.2).

6.2. Определяем У(к.в.) по (4.1).

7. Оценка ущерба от загрязнения атмосферы испарениями нефти

7.1. Определяем С(а) по (5.2).

7.2. Определяем У(к.а.) по (5.1).

8. Плата за загрязнение окружающей природной среды при авариях на магистральных нефтепроводах

8.1. Определяем П по (6.1).

Литература

1. Антипьев В.Н., Архипов В.П., Земенков Ю.Д. Определение количества нефти, вытекшей из поврежденного трубопровода при работающих насосных станциях //НТИС/ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти". - 1985. - Вып. 9. - С. 43 - 45.

2. Альтшульц А.Д. Гидравлические сопротивления. - М.: Недра, 1972.

3. РД 39-0147098-015-90. Инструкция по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтепрома.

4. Руководство по методам химического анализа морских вод. - Л.: Гидрометеоиздат, 1977.

5. Порядок определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами. - М.: Роскомзем, 1993.

6. Постановление Правительства Российской Федерации от 28.08.92 N 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия".

Приложение 1

ПРИМЕР РАСЧЕТА УЩЕРБА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЕ ПРИ АВАРИИ НА МАГИСТРАЛЬНОМ НЕФТЕПРОВОДЕ

На нефтепроводе диаметром 529 мм (рисунок) на 52 км от насосной станции в начале апреля произошел порыв по нижней образующей трубы в 22,5° от вертикальной оси длиной 0,144 м с максимальным раскрытием кромок 0,01 м.

Рис. Профиль нефтепровода к расчету примера.

<*> Не приводится.

Вылившаяся нефть растеклась по местности с суглинистой почвой и впиталась в грунт, часть попала в реку, часть распространилась по местности на поверхности талых вод, большая часть нефти была собрана в земляные амбары.

Замерами установлено, что разлившаяся нефть загрязнила 30000 кв. м пашни при глубине пропитки h(ср) = 0,05 м, 80000 кв. м поверхности талых вод; масса собранной с поверхности реки нефти нефтесборщиками и вывезенной с места аварии составила 74,5 т, масса собранной с поверхности земли нефти в амбары составила 800 т, масса нефти, собранной с поверхности талых вод, - 20 т.

Исходные данные

(а) = 8 ч 15 мин. - время повреждения нефтепровода;

(о) = 8 ч 30 мин. - время остановки насосов;

(з) = 9 ч 00 мин. - время закрытия задвижек;

(i) = 0,1 ч - элементарный интервал времени, внутри которого режим истечения принимается неизменным;

Q(о) = 0,78 куб. м/с - расход нефти в неповрежденном нефтепроводе при работающих насосных станциях;

Q' = 0,97 куб. м/с - расход нефти при работающих насосах в поврежденном нефтепроводе;

l = 100 км - протяженность аварийного участка нефтепровода между двумя насосными станциями;

x(*) = 52 км - расстояние от насосной станции до места повреждения;

l(задв. 1) = 48 км - расстояние от НПС до задвижки 1;

l(задв. 2) = 58 км - расстояние от НПС до задвижки 2;

Z(1) = 161,38 м - геодезическая отметка начала аварийного участка;

Z(2) = 123,17 м- геодезическая отметка конца аварийного участка;

P(1) = 40,4 x 10(5) Па - давление в начале участка;

P(2) = 4,05 x 10(5) Па - давление в конце участка;

g = 9,81 м/кв. сек. - ускорение силы тяжести;

= 0,86 т/куб. м - плотность нефти;

m(о) = 1,75 - показатель режима движения нефти по нефтепроводу;

D(вн) = 0,5 м - внутренний диаметр нефтепровода;

= 0,00072 кв. м - площадь отверстия повреждения;

= 0,076 x 10(-4) кв. м/с - кинематическая вязкость нефти;

h(а) = 10 м. вод. ст. - напор, создаваемый атмосферным давлением;

h(Т) = 2 м - глубина заложения нефтепровода;

Z(м) = 123,64 м - геодезическая отметка места повреждения;

P(о) = 55,7 x 10(5) Па - рабочее давление;

i(о) = 0,006 - гидравлический уклон;

h(ср) = 0,05 - глубина пропитки грунта нефтью;

F(гр) = 30000 кв. м - площадь нефтенасыщенного грунта;

t(п) = 5° C - температура верхнего слоя земли;

t(в) = 4° C - температура воды;

t(воз.) = 7° C - температура воздуха;

C(н) = 122 г/куб. м - концентрация насыщения растворенной и эмульгированной нефти в поверхностном слое воды;

C(ф) = 0,05 г/куб. м - концентрация растворенной и эмульгированной нефти в воде на глубине 0,3 м до аварии;

C(р) = 8 г/куб. м - концентрация растворенной и эмульгированной нефти в воде на глубине 0,3 м после аварии;

m(р) = 70 г/кв. м - удельная масса пленочной нефти на 1 кв. м площади реки после аварии;

m(ф)= 0,2 г/кв. м - удельная масса пленочной нефти на 1 кв. м площади реки до аварии;

m(пл. ост.) = 0,4 г/кв. м - удельная масса пленочной нефти на 1 кв. м после ликвидации аварии;

F(н) = 80000 кв. м - площадь поверхности реки, покрытая разлитой нефтью;

F(т.в.) = 62000 кв. м - площадь загрязненных талых вод;

F(а) = 2000 кв. м - площадь земляного амбара;

(п) = 0,01 м - толщина слоя нефти на поверхности земли;

(в) = 0,003 м - толщина слоя нефти на водной поверхности;

(и.п.) = 48 ч - продолжительность испарения свободной нефти с поверхности земли;

(и.в.) = 48 ч - продолжительность испарения свободной нефти с водной поверхности;

q(и.п.) = 556 г/кв. м - удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности нефти, разлившейся на земле;

q(и.а.) = 4620 г/кв. м - удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности амбара;

q(и.в.) = 256 г/кв. м - удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности нефти, разлившейся на воде;

q(и.т.в.) = 141 г/кв. м - удельная величина выбросов углеводородов с 1 кв. м поверхности талых вод;

К(н) = 0,4 - нефтеемкость земли;

К(и) = 4,9 - коэффициент инфляции;

К(в) = 2 - коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью;

К(п) = 2,5 - коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельскохозяйственных земель;

Н(б.а.) = 50 руб./т - базовый норматив платы за выброс 1 т углеводородов в пределах установленного лимита;

Н(б.в.) = 221750 руб./т - базовый норматив платы за сброс 1 т нефти в пределах установленного лимита;

Н(с) = 2101000 руб./т - норматив стоимости сельскохозяйственных земель;

К(э.в.) = 1,1 - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния реки;

К(э.а.) = 2 - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе;

К(э(i)) = 5 - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости грунта в данном регионе;

К(г) = 1,3 - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель;

У(iv) = 80 руб./т - удельные затраты за размещение токсичных отходов IV класса;

К(т.н.) = 4 - класс токсичности нефти.

Для расчета "Ущерба окружающей природной среде при аварии на магистральном нефтепроводе" разработана программа, которая предназначена для работы на IBM - совместимых компьютерах, удовлетворяющих следующим требованиям:

микропроцессор - Intel 80286/16 или выше;

НЖМД - 40 Мб или более;

ОЗУ - 1 Мб или более;

MS-DOS V.3.3 или выше.

Программа написана на языке Borland Pascal V.7.0. Главный модуль программы представлен в Приложении 10, исходные тексты записаны на дискетах и находятся в фонде ИПТЭР.

Результаты расчета, полученные по данной программе, представлены ниже.

Результаты расчета

Объем нефти, вытекшей с момента аварии до остановки перекачки:

V(1) = 831,675 куб. м.

Объем нефти, вытекшей с момента остановки перекачки до закрытия задвижек:

V(2) = 29,887 куб. м.

Объем нефти, вытекшей с момента закрытия задвижек до прекращения утечки:

V(3) = 851,149 куб. м.

Общий объем нефти, вытекшей при аварии:

V = 1712,711 куб. м.

Масса вытекшей нефти при аварии:

М = 1472,931 т.

Объем нефтенасыщенного грунта:

V(гр) = 1500,000 куб. м

Масса нефти, впитавшейся в грунт:

М(вп) = 516,000 т.

Масса разлитой по поверхности реки нефти:

М(р) = 5,775 т.

Масса нефти, загрязняющей реку:

М(и.в-м) = 0,612 т.

Масса пленочной нефти:

М(пл. ост.) = 0,031 т.

Масса нефти для расчета ущерба за загрязнение реки:

М(у) = 0,643 т.

Масса испарившихся углеводородов с поверхности почвы:

М(и.п.) = 16,680 т.

Масса испарившихся углеводородов с поверхности реки:

М(и.в.) = 20,480 т.

Масса испарившихся углеводородов с поверхности амбара:

М(и.а.) = 9,240 т.

Масса испарившихся углеводородов с поверхности талых вод:

М(и.т.в.) = 8,740 т.

Масса нефти для расчета ущерба от выброса в атмосферу:

М(а) = 55,140 т.

Ущерб от загрязнения нефтью земель:

У(з) = 77842050,000 руб.

Ущерб от загрязнения реки:

У(к.в.) = 3824744,000 руб.

Ущерб от загрязнения атмосферы:

У(к.а.) = 147588,000 руб.

Общий ущерб окружающей природной среде:

П = 81814382,000 руб.

Приложение 2

ФОРМЫ АВАРИЙНЫХ РАЗРЫВОВ СТЕНОК НЕФТЕПРОВОДОВ И ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОЩАДИ РАЗРЫВА

N п / п Форма разрыва (отверстия) стенки трубопровода <*> Форма разрыва для расчета Площадь разрыва (отверстия) Примечание
1 а) Круг 0,785 D d Для разрыва в форме круга D = d
  б) Эллипс    
2 а) Треугольник   Для разрыва треугольной формы b = 0
  б) Прямоугольник 0,5 (a + b) h  
  в) Трапеция   a и b - длины противоположных параллельных сторон разрыва;
  г)     h - расстояние (высота) между параллельными (длинными) сторонами разрыва
3   Разрыв вдоль продольной оси трубопровода с раскрытием кромок разрыва 0,5 c d c - длина разрыва;
d - величина максимального раскрытия кромок разрыва
 
4   Разрыв монтажных поперечных швов и др. l - длина кривой кромки разрыва;
c - длина разрыва;
d - величина максимального раскрытия кромок разрыва

<*> Рисунки в колонке таблицы "Форма разрыва (отверстия) стенки трубопровода" не приводятся.

Приложение 3

Таблица П.3

УДЕЛЬНАЯ ВЕЛИЧИНА ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В АТМОСФЕРУ С ПОВЕРХНОСТИ НЕФТИ, Г/КВ. М (ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ ДО 0,850 Т/КУБ. М)

Продолжительность испарения, ч Толщина слоя нефти, м
до 0,001 0,005 0,010 0,050 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 1,000 1,500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Температура поверхности испарения t(и) = 5° C
До 6 27 63 90 206 295 421 519 601 674 962 1185
12 51 120 173 403 578 828 1022 1186 1331 1903 2345
18 72 173 251 590 850 1222 1510 1754 1969 2822 3482
24 91 222 324 770 1112 1603 1983 2306 2592 3721 4596
30 108 268 393 941 1364 1971 2443 2843 3198 4601 5688
36 124 310 457 1105 1606 2328 2889 3366 3788 5461 6758
42 138 350 518 1262 1840 2674 3323 3875 4364 6303 7808
48 151 387 575 1413 2066 3010 3745 4371 4926 7127 8837
60 174 454 680 1697 2494 3651 4555 5325 6008 8724 10836
72 193 514 775 1959 2894 4256 5322 6231 7039 10256 12762
84 210 568 860 2202 3268 4826 6049 7094 8022 11726 14617
96 225 615 938 2428 3620 5366 6740 7915 8961 13139 16405
108 238 658 1008 2638 3950 5877 7397 8699 9859 14498 18130
120 249 697 1073 2835 4260 6362 8023 9447 10717 15806 19796
132 260 733 1132 3019 4553 6823 8620 10163 11540 17065 21404
144 269 766 1187 3192 4830 7261 9189 10847 12328 18279 22959
156 277 796 1238 3354 5092 7678 9733 11503 13084 19449 24463
168 285 823 1285 3507 5341 8076 10254 12131 13810 20578 25918
180 292 849 1328 3652 5576 8455 10752 12734 14508 21669 27327
192 298 872 1369 3788 5800 8817 11229 13313 15179 22723 28691
204 304 894 1407 3917 6013 9164 11687 13869 15825 23741 30013
216 309 915 1443 4040 6216 9496 12127 14404 16447 24727 31295
228 314 934 1476 4156 6410 9814 12549 14919 17047 25680 32539
240 и выше 319 952 1508 4266 6595 10119 12955 15415 17625 26603 33745
Температура поверхности испарения t(и) = 10° C
До 6 96 236 344 820 1185 1710 2116 2462 2767 3976 4912
12 158 407 606 1497 2192 3198 3982 4650 5242 7592 9419
18 201 538 813 2066 3058 4505 5640 6608 7468 10896 13569
24 233 641 979 2550 3811 5663 7121 8370 9481 13926 17403
30 257 723 1116 2968 4472 6695 8454 9964 11311 16714 20956
36 276 792 1231 3332 5057 7621 9659 11413 12981 19289 24257
42 292 849 1328 3652 5577 8457 10754 12737 14511 21674 27333
48 304 897 1412 3936 6044 9215 11754 13950 15919 23889 30266
60 325 975 1550 4416 6846 10536 13512 16096 18420 27879 35417
72 339 1036 1657 4806 7511 11650 15008 17935 20575 31371 40019
84 351 1083 1743 5130 8070 12601 16297 19529 22452 34455 44114
96 360 1122 1814 5404 8548 13423 17419 20922 24100 37196 47781
108 368 1154 1874 5637 8960 14141 18405 22155 25560 39650 51084
120 374 1181 1924 5839 9320 14773 19278 23249 26861 41859 54074
132 379 1204 1967 6015 9636 15334 20056 24228 28029 43859 56794
144 383 1224 2004 6170 9917 15834 20754 25109 29082 45677 59279
156 387 1241 2037 6308 10168 16284 21384 25906 30037 47338 61557
168 391 1257 2066 6431 10393 16691 21955 26631 30908 48860 63655
180 394 1271 2092 6542 10596 17060 22475 27292 31704 50261 65592
192 396 1283 2115 6642 10780 17397 22951 27899 32435 51554 67386
204 399 1294 2136 6733 10949 17705 23388 28457 33108 52752 69052
216 401 1304 2155 6815 11103 17988 23790 28972 33731 53865 70605
228 403 1313 2172 6891 11244 18250 24162 29449 34308 54901 72054
240 и выше 404 1321 2188 6961 11375 18491 24507 29891 34845 55867 73410
Температура поверхности испарения t(и) = 15° C
До 6 174 456 683 1703 2504 3665 4573 5346 6032 8759 10881
12 250 699 1076 2844 4274 6384 8051 9480 10755 15863 19869
18 292 850 1331 3661 5592 8480 10785 12774 14554 21741 27420
24 319 953 1510 4276 6611 10146 12991 15459 17676 26685 33853
30 338 1028 1643 4755 7423 11502 14809 17690 20287 30901 39398
36 351 1085 1746 5139 8085 12627 16332 19573 22503 34539 44228
42 362 1129 1827 5453 8635 13575 17627 21184 24407 37711 48472
48 370 1165 1893 5716 9100 14386 18742 22577 26061 40500 52232
60 382 1219 1994 6128 9840 15698 20563 24867 28793 45177 58594
72 391 1258 2068 6438 10405 16714 21987 26671 30956 48945 63773
84 397 1287 2124 6679 10850 17524 23131 28128 32712 52046 68070
96 402 1310 2168 6872 11209 18185 24070 29330 34165 54643 71693
108 406 1329 2203 7031 11505 18735 24855 30339 35387 56849 74790
120 409 1344 2233 7162 11754 19199 25521 31197 36430 58746 77466
132 412 1357 2257 7274 11966 19596 26093 31936 37331 60395 79803
144 414 1367 2278 7370 12148 19940 26589 32579 38115 61842 81860
156 416 1376 2296 7453 12306 20241 27024 33143 38806 63121 83686
168 418 1384 2312 7525 12446 20506 27409 33643 39418 64261 85317
180 419 1391 2325 7589 12569 20741 27751 34089 39964 65282 86783
192 421 1398 2337 7646 12679 20951 28058 34488 40454 66203 88108
204 422 1403 2348 7697 12777 21141 28334 34849 40897 67037 89311
216 423 1408 2358 7743 12866 21312 28584 35176 41299 67797 90408
228 424 1412 2367 7785 12947 21467 28811 35473 41665 68491 91412
240 и выше 424 1416 2375 7822 13020 21609 29019 35746 42001 69128 92336
Температура поверхности испарения t(и) = 20° C
До 6 240 666 1021 2677 4010 5971 7518 8844 10024 14750 18450
12 311 922 1456 4084 6291 9618 12289 14601 16677 25092 31771
18 345 1057 1697 4953 7763 12077 15586 18649 21414 32745 41840
24 365 1141 1850 5542 8792 13847 18000 21649 24959 38637 49719
30 378 1198 1955 5968 9551 15182 19845 23962 27711 43314 56051
36 387 1240 2033 6290 10134 16225 21300 25800 29910 47116 61253
42 394 1271 2092 6542 10597 17062 22477 27295 31707 50267 65601
48 399 1295 2139 6745 10972 17749 23449 28536 33204 52922 69290
60 407 1331 2208 7052 11545 18808 24960 30475 35552 57148 75211
72 412 1356 2257 7272 11961 19588 26081 31920 37312 60361 79754
84 416 1375 2293 7437 12277 20186 26945 33040 38679 62887 83351
96 419 1389 2321 7567 12526 20659 27631 33933 39773 64924 86269
108 421 1400 2343 7671 12726 21042 28190 34661 40667 66603 88684
120 423 1409 2361 7756 12891 21359 28654 35267 41411 68009 90715
132 425 1417 2376 7827 13029 21626 29044 35778 42041 69205 92447
144 426 1423 2388 7887 13146 21853 29378 36216 42581 70234 93942
156 427 1429 2399 7939 13247 22049 29667 36595 43048 71128 95246
168 428 1433 2408 7984 13335 22220 29918 36926 43457 71914 96392
180 429 1438 2416 8023 13412 22371 30140 37218 43818 72609 97408
192 429 1441 2423 8058 13480 22504 30337 37477 44139 73228 98315
204 430 1444 2430 8088 13541 22623 30513 37709 44426 73783 99129
216 431 1447 2435 8116 13595 22729 30670 37917 44684 74283 99864
228 431 1450 2440 8141 13644 22826 30813 38105 44917 74737 100531
240 и выше 432 1452 2445 8163 13689 22913 30943 38276 45130 75150 101139
Температура поверхности испарения t(и) = 25° C
До 6 289 841 1315 3607 5503 8337 10596 12545 14290 21327 26885
12 349 1077 1732 5085 7992 12467 16115 19303 22185 34015 43528
18 375 1188 1936 5890 9411 14934 19500 23529 27194 42428 54846
21 390 1253 2058 6396 10327 16573 21789 26420 30654 48416 63042
30 399 1295 2139 6743 10968 17742 23439 28523 33188 52895 69251
36 405 1325 2196 6997 11442 18617 24686 30121 35124 56372 74118
42 410 1347 2239 7190 11806 19296 25661 31378 36651 59149 78035
48 414 1364 2272 7342 12095 19840 26444 32391 37886 61418 81256
60 419 1386 2320 7566 12523 20654 27625 33924 39762 64904 86239
72 422 1406 2354 7723 12826 21235 28472 35029 41119 67456 89915
84 425 1418 2378 7839 13052 21671 29110 35864 42147 69406 92739
96 427 1428 2397 7928 13226 22009 29607 36517 42952 70943 94976
100 428 1435 2411 7999 13365 22280 30006 37041 43600 72187 96792
120 429 1441 2423 8057 13479 22501 30333 37471 44132 73215 98296
132 430 1446 2433 8105 13573 22686 30605 37831 44577 74077 99561
144 431 1450 2441 8145 13652 22842 30836 38136 44956 74811 100641
156 432 1454 2448 8179 13720 22975 31035 38398 45281 75444 101573
168 433 1457 2454 8209 13779 23091 31207 38625 45563 75995 102385
180 433 1459 2460 8235 13830 23192 31357 38825 45810 76479 103100
192 434 1462 2464 8258 13876 23282 31490 39001 46029 76908 103734
204 434 1464 2468 8278 13916 23361 31608 39158 46224 77290 104300
216 434 1466 2472 8296 13952 23432 31714 39298 46399 77633 104808
228 435 1467 2475 8313 13984 23496 31810 39424 46556 77942 105266
240 и выше 435 1469 2478 8327 14013 23554 31896 39539 46698 78223 105683
Температура поверхности испарения t(и) = 30° C
До 6 325 977 1552 4425 6863 10563 13548 16140 18472 27963 35527
12 374 1182 1926 5847 9335 14800 19315 23296 26916 41954 54202
18 394 1272 2094 6549 10609 17084 22508 27335 31755 50352 65717
24 405 1321 2189 6967 11386 18512 24537 29930 34891 55952 73528
30 411 1353 2251 7244 11909 19490 25940 31738 37089 59952 79174
36 416 1375 2291 7442 12286 20201 26967 33069 38715 62953 83445
42 419 1391 2325 7590 12569 20742 27753 34091 39966 65287 86790
48 422 1404 2350 7704 12791 21167 28372 34899 40959 67154 89480
60 126 1422 2385 7871 13115 21792 29288 36098 42435 69956 93538
72 428 1434 2409 7986 13340 22230 29932 36944 43480 71957 96455
84 430 1442 2426 8070 13505 22553 30410 37573 44258 73458 98652
96 431 1449 2439 8135 13632 22802 30778 38059 44860 74625 100367
108 432 1454 2450 8186 13732 23000 31071 38446 45340 75559 101743
120 433 1459 2458 8227 13814 23160 31309 38761 45731 76323 102870
132 434 1462 2465 8261 13881 23293 31507 39022 46056 76960 103812
144 434 1465 2471 8289 13938 23405 31673 39243 46331 77499 104610
155 435 1467 2475 8314 13986 23500 31816 39432 46566 77961 105295
168 435 1469 2480 8334 14027 23583 31939 39595 46769 78361 105889
180 435 1471 2483 8353 14064 23655 32046 39738 46946 78712 106409
192 436 1473 2487 8369 14096 23718 32141 39863 47103 79021 106869
204 436 1474 2489 8383 14124 23774 32224 39975 47242 79295 107277
216 436 1476 2492 8395 14149 23825 32299 40075 47366 79541 107643
228 437 1177 2494 8407 14172 23870 32367 40164 47478 79763 107973
240 и выше 437 1478 2496 8417 14192 23910 32428 40245 47579 79963 108271

Приложение 4

Таблица П.4

УДЕЛЬНАЯ ВЕЛИЧИНА ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В АТМОСФЕРУ С ПОВЕРХНОСТИ НЕФТИ, Г/КВ. М (ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ 0,851...0,885 Т/КУБ. М)

Продолжительность испарения нефти, ч Толщина слоя нефти, м
до 0,001 0,005 0,010 0,050 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 1,000 1,500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Температура поверхности испарения t(и) = 5° C
До 3 28 64 92 213 305 436 538 624 699 1000 1230
12 51 122 176 413 594 853 1054 1224 1374 1968 2427
18 71 174 253 601 869 1252 1549 1801 2025 2908 3591
24 89 221 324 778 1129 1634 2026 2359 2653 3820 4725
30 104 263 389 945 1377 2000 2484 2896 3261 4707 5828
36 118 302 449 1103 1614 2351 2925 3414 3848 5568 6903
42 130 338 505 1253 1839 2688 3351 3915 4416 6405 7951
48 141 371 556 1395 2054 3012 3760 4399 4965 7219 8972
60 160 429 650 1657 2456 3623 4537 5319 6013 8781 10939
72 175 480 731 1895 2825 4189 5262 6180 6997 10261 12812
84 189 524 804 2111 3165 4716 5940 6989 7924 11665 14596
96 200 563 868 2309 3479 5208 6576 7750 8798 13000 16299
108 209 597 926 2490 3769 5667 7172 8467 9623 14270 17926
120 218 628 977 2657 4039 6096 7733 9143 10404 15480 19481
132 225 655 1024 2811 4290 6500 8262 9783 11143 16634 20969
144 232 680 1067 2954 4524 6879 8762 10388 11845 17735 22395
156 238 702 1106 3087 4744 7237 9234 10962 12512 18788 23763
168 243 723 1142 3211 4950 7574 9682 11507 13147 19795 25075
180 248 741 1175 3326 5143 7893 10106 12026 13751 20759 26335
192 252 759 1205 3434 5325 8195 10509 12519 14327 21684 27547
204 256 775 1234 3536 5497 8481 10892 12989 14877 22571 28712
216 260 789 1260 3631 5659 8753 11257 13438 15402 23422 29834
228 263 803 1284 3721 5812 9011 11605 13866 15905 24241 30915
240 и выше 266 816 1307 3805 5957 9257 11937 14276 16387 25027 31957
Температура поверхности испарения t(и) = 10° C
До 6 93 233 343 827 1202 1741 2159 2515 2830 4077 5045
12 147 389 584 1473 2173 3192 3989 4669 5273 7676 9547
18 181 500 764 1990 2975 4421 5560 6535 7403 10875 13591
24 206 583 902 2415 3648 5475 6923 8167 9277 13737 17242
30 223 648 1012 2769 4221 6389 8116 9606 10939 16313 20556
36 237 699 1101 3069 4714 7188 9170 10884 12422 18645 23576
42 248 742 1175 3327 5144 7894 10108 12028 13754 20764 26341
48 257 777 1238 3550 5521 8522 10948 13057 14956 22699 28881
60 271 832 1337 3919 6153 9590 12388 14834 17043 26106 33389
72 280 874 1413 4210 6661 10463 13580 16313 18791 29008 37267
84 288 906 1473 4446 7079 11192 14581 17565 20276 31510 40638
96 294 932 1521 4642 7429 11808 15435 18638 21554 33689 43596
108 298 953 1561 4806 7725 12337 16172 19567 22664 35605 46212
120 302 971 1594 4946 7980 12795 16814 20380 23639 37301 48543
132 306 986 1622 5066 8201 13196 17378 21097 24501 38814 50632
144 308 998 1646 5172 8395 13550 17878 21734 25269 40172 52515
156 311 1010 1668 5264 8567 13865 18324 22304 25957 41398 54221
168 313 1019 1686 5346 8720 14146 18724 22817 26578 42510 55775
180 315 1028 1703 5419 8856 14400 19086 23281 27140 43523 57195
192 316 1035 1717 5485 8980 14629 19414 23703 27652 44449 58498
204 318 1042 1731 5544 9091 14837 19713 24088 28120 45300 59699
216 319 1048 1742 5598 9193 15028 19986 24441 28550 46085 60808
228 320 1054 1753 5647 9286 15202 20238 24766 28946 46810 61836
240 и выше 321 1059 1763 5691 9371 15363 20469 25065 29311 47482 62791
Температура поверхности испарения t(и) = 15° C
До 6 160 431 652 1663 2465 3636 4554 5339 6036 8815 10983
12 218 629 980 2664 4050 6115 7758 9173 10438 15533 19550
18 248 743 1177 3334 5156 7914 10134 12060 13790 20823 26419
24 267 817 1309 3813 5970 9278 11967 14312 16429 25097 32049
30 279 869 1403 4173 6595 10349 13423 16118 18560 28621 36749
36 288 907 1474 4453 7090 11211 14608 17600 20316 31578 40730
42 295 937 1529 4677 7492 11921 15592 18835 21789 34093 44147
48 300 960 1574 4860 7824 12515 16421 19882 23042 36260 47111
60 308 995 1640 5143 8343 13454 17741 21560 25059 39800 51998
72 313 1020 1687 5350 8728 14162 18747 22845 26612 42571 55861
84 317 1038 1723 5509 9026 14715 19537 23862 27845 44800 58992
96 320 1053 1751 5634 9263 15159 20176 24685 28848 46630 61581
108 322 1064 1773 5436 9456 15524 20702 25366 29678 48161 63756
120 324 1073 1791 5820 9616 15828 21142 25538 30378 49459 65611
132 326 1081 1806 5890 9752 16086 21517 26426 30976 50575 67210
144 327 1087 1819 5950 9868 16308 21840 26847 31492 51544 68604
156 328 1093 1830 6002 9968 16500 22121 27214 31943 52393 69829
168 329 1098 1839 6047 10055 16668 22368 27536 32340 53144 70915
180 330 1102 1847 6087 10132 16817 22586 27822 32692 53812 71884
192 331 1106 1855 6122 10200 16950 22780 28077 33006 54411 72753
204 332 1109 1861 6153 10262 17068 22954 28305 33288 54950 73538
216 332 1112 1867 6181 10316 17175 23112 28512 33543 55439 74250
228 333 1115 1872 6207 10366 17272 23254 28700 33774 55883 74899
240 и выше 333 1117 1877 6230 10411 17360 23384 28870 33985 56289 75493
Температура поверхности испарения t(и) = 20° C
До 6 211 603 936 2523 3822 5750 7281 8598 9774 14504 18226
12 261 795 1269 3666 5718 8852 11391 13603 15596 23736 30249
18 284 889 1440 4318 6851 10793 14032 16877 19459 30129 38775
24 297 945 1545 4739 7605 12121 15871 19187 22210 34818 45136
30 305 982 1615 5034 8142 13088 17226 20903 24268 38404 50064
36 311 1008 1665 5252 8544 13823 18265 22228 25866 41235 53994
42 315 1028 1703 5419 8857 14401 19088 23283 27143 43527 57201
48 318 1043 1732 5552 9107 14867 19755 24142 28186 45421 59869
60 323 1065 1776 5749 9482 15572 20772 25457 29790 48366 64050
72 326 1081 1806 5889 9749 16081 21510 26416 30964 50552 67178
84 328 1092 1828 5993 9949 16465 22070 27147 31861 52238 69606
96 330 1101 1845 6073 10105 16765 22510 27722 32569 53579 71545
108 331 1107 1858 6137 10230 17007 22864 28187 33141 54670 73130
120 332 1113 1869 6189 10332 17205 23155 28569 33614 55575 74449
132 333 1117 1878 6232 10417 17370 23399 28891 34011 56338 75564
144 334 1121 1885 6269 10488 17511 23607 29164 34349 56991 76519
156 335 1124 1892 6300 10550 17631 23785 29399 34640 57554 77347
168 335 1127 1897 6327 10603 17736 23940 29604 34894 58047 78070
180 336 1130 1902 6351 10650 17828 24076 29783 35116 58480 78708
192 336 1132 1906 6372 10691 17909 24196 29942 35314 58865 79275
201 337 1134 1910 6390 10728 17981 24304 30084 35490 59208 79782
216 337 1135 1913 6407 10761 18046 14400 30211 35648 59517 80239
228 337 1137 1916 6422 10790 18104 24486 30326 35790 59796 80651
240 и выше 337 1138 1919 6435 10317 18157 24565 30430 35919 60050 81026
Температура поверхности испарения t(и) = 25° C
До 6 247 736 1165 3290 5083 7794 9974 11864 13562 20458 25941
12 287 902 1465 4414 7021 11090 14441 17390 20067 31156 40160
18 303 975 1602 4981 8044 12911 16976 20585 23886 37734 49139
24 312 1016 1681 5322 8675 14065 18608 22668 26398 42187 55323
30 318 1043 1732 5551 9104 14862 19748 24133 28176 45401 59841
36 322 1061 1768 5714 9415 15446 20589 25220 29500 47831 63287
42 325 1075 1795 5837 9650 15892 21235 26058 30525 49733 66002
48 327 1086 1815 5933 9834 16243 21746 26724 31342 51261 68196
60 330 1100 1844 6072 10104 16762 22505 27716 32562 53565 71525
72 332 1111 1865 6169 10292 17127 23041 28420 33429 55220 73931
84 333 1118 1879 6240 10431 17398 23440 28944 34077 56466 75751
96 335 1124 1890 6294 10537 17607 23748 29350 34580 57438 77176
108 335 1128 1899 6337 10622 17772 23994 29674 34982 58218 78322
120 336 1132 1906 6371 10690 17907 24194 29939 35310 58857 79263
132 337 1135 1912 6400 10742 18019 24360 30159 35583 59390 80051
144 337 1137 1917 6424 10795 18113 24500 30344 35813 59842 80719
156 338 1139 1921 6445 10836 18194 24620 30503 36011 60230 81293
168 338 1141 1925 6462 10871 18264 24724 30641 36182 60566 81791
180 338 1142 1928 6478 10901 18324 24815 30761 36332 60861 82229
192 339 1144 1930 6491 10928 18378 24894 30867 36464 61121 82615
204 339 1145 1933 6503 10952 18425 24965 30961 36581 61352 82959
216 339 1146 1935 6514 10973 18468 25029 31045 36686 61559 83267
229 339 1147 1937 6524 10993 18506 25085 31121 36780 61746 83545
240 и выше 339 1148 1939 6532 11010 18540 25137 31189 36865 61915 83796
Температура поверхности испарения t(и) = 30° C
До 6 271 833 1339 3926 6166 9611 12418 14870 17086 26176 33483
12 303 972 1595 4952 7991 12814 16841 20414 23680 37373 48642
18 315 1028 1704 5424 8865 14416 19109 23311 27177 43588 57287
24 321 1059 1764 5695 9378 15377 20489 25091 29343 47541 62874
30 325 1079 1802 5272 9716 16017 21417 26296 30816 50276 66782
36 328 1092 1828 5995 9955 16475 22084 27166 31884 52282 69669
42 330 1102 1848 6087 10132 16818 22587 27823 32693 53815 71888
48 332 1109 1862 6158 10270 17085 22979 28337 33327 55026 73648
60 334 1120 1883 6259 10469 17473 23551 29090 34258 56815 76262
72 335 1127 1898 6329 10606 17742 23949 29615 34907 58074 78110
84 336 1132 1908 6380 10706 17939 24241 30001 35387 59007 79486
96 337 1136 1916 6418 10783 18090 24465 30297 35755 59728 80550
108 338 1139 1922 6448 10843 18209 24642 30532 36047 60300 81397
120 338 1142 1927 6473 10891 18305 24785 30722 36284 60766 82088
132 339 1144 1931 6493 10932 18384 24904 30880 36480 61153 82662
144 339 1146 1934 6510 10965 18451 25004 31012 36645 61479 83147
156 339 1147 1937 6524 10994 18508 25089 31125 36786 61757 83562
168 340 1148 1940 6537 11018 18557 25162 31223 36907 61998 83920
180 340 1149 1942 6547 11040 18600 25226 31308 37013 62208 84233
192 340 1150 1944 6557 11059 18638 25282 31383 37107 62393 84510
204 340 1151 1945 6565 11075 18671 25332 31449 37189 62558 84755
216 340 1152 1947 6573 11090 18701 25377 31508 37263 62704 84974
228 340 1153 1948 6579 11104 18727 25417 31561 37329 62836 85171
240 и выше 340 1153 1949 6585 11116 18751 25453 31609 37389 62955 85349

Приложение 5

Таблица П.5

УДЕЛЬНАЯ ВЕЛИЧИНА ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В АТМОСФЕРУ С ПОВЕРХНОСТИ НЕФТИ, Г/КВ. М (ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ БОЛЕЕ 0,885 Т/КУБ. М)

Продолжительность испарения нефти, ч Толщина слоя нефти, м
до 0,001 0,005 0,010 0,050 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 1,000 1,500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Температура поверхности испарения t(и) = 5° C
До 6 28 65 94 219 314 450 555 644 722 1033 1273
12 50 122 177 419 605 872 1078 1254 1409 2022 2497
18 68 170 250 603 876 1268 1573 1832 2062 2971 3675
24 83 213 316 773 1128 1642 2042 2383 2684 3881 4810
30 96 251 374 930 1365 1995 2487 2906 3278 4755 5904
36 107 284 427 1075 1586 2328 2909 3405 3845 5596 6959
42 177 314 475 1210 1793 2644 3311 3880 4387 6404 7978
48 125 341 519 1336 1989 2943 3693 4335 4905 7182 8961
60 139 388 595 1564 2346 3497 4405 5184 5878 8655 10831
72 151 427 660 1765 2666 3999 5055 5963 6773 10025 12581
84 160 460 716 1944 2953 4456 5651 6680 7600 11304 14222
96 168 488 764 2103 3213 4873 6198 7342 8366 12499 15765
108 174 513 807 2247 3449 5256 6704 7955 9077 13619 17217
120 180 534 844 2376 3664 5609 7171 8525 9740 14671 18587
132 185 553 878 2494 3861 5935 7605 9055 10359 15660 19882
144 189 570 908 2601 4043 6237 8009 9551 10938 16593 21106
156 192 585 935 2699 4210 6517 8386 10014 11481 17474 22267
168 196 599 959 2789 4365 6778 8739 10449 11992 18306 23369
180 199 611 981 2873 4508 7023 9069 10857 12472 19095 24415
192 201 622 1002 2950 4642 7251 9380 11242 12925 19843 25411
204 204 632 1020 3021 4767 7465 9672 11604 13354 20553 26360
216 206 642 1037 3088 4883 7667 9947 11947 13759 21229 27265
228 208 650 1053 3150 4993 7856 10207 12271 14143 21872 28129
240 и выше 210 658 1068 3208 5095 8035 10453 12578 14507 22485 28955
Температура поверхности испарения t(и) = 10° C
До 6 87 224 333 819 1198 1746 2172 2536 2858 4135 5128
12 130 355 542 1405 2095 3108 3905 4586 5193 7616 9511
18 155 442 685 1845 2793 4201 5318 6279 7137 10586 13301
24 171 503 789 2187 3351 5097 6493 7700 8781 13151 16609
30 183 548 869 2462 3807 5845 7486 8909 10189 15387 19524
36 192 583 931 2686 4187 6479 8336 9952 11408 17354 22110
42 199 611 981 2873 4509 7024 9071 10859 12475 19099 24420
48 204 634 1023 3032 4785 7496 9714 11656 13415 20656 26497
60 212 669 1087 3285 5232 8275 10783 12992 14998 23317 30078
72 218 694 1135 3479 5580 8890 11637 14066 16279 25508 33057
84 222 714 1172 3632 5859 9390 12335 14948 17337 27343 35573
96 226 729 1201 3756 6086 9802 12916 15687 18225 28903 37727
108 228 741 1224 3859 6276 10149 13407 16314 18981 30244 39591
120 231 752 1244 3945 6436 10445 13828 16852 19632 31411 41221
132 233 760 1260 4019 6574 10700 14192 17320 20200 32434 42657
144 234 768 1274 4082 6693 10923 14511 17731 20698 33340 43933
156 235 774 1287 4137 6797 11118 14792 18093 21139 34146 45074
168 237 779 1297 4185 6890 11291 15041 18416 21533 34869 46100
180 238 784 1307 4228 6971 11446 15265 18705 21886 35521 47028
192 238 788 1315 4267 7044 11585 15466 18966 22205 36112 47871
204 239 792 1322 4301 7110 11710 15647 19202 22494 36649 48640
216 240 795 1329 4332 7170 11823 15812 19417 22757 37141 49345
228 241 799 1335 4360 7224 11927 15963 19613 22998 37592 49993
240 и выше 241 801 1340 4386 7274 12022 16101 19793 23219 38008 50591
Температура поверхности испарения t(и) = 15° C
До 6 140 389 597 1569 2354 3509 4421 5202 5899 8687 10872
12 180 535 846 2382 3673 5624 7192 8550 9769 14717 18647
18 199 612 983 2878 4518 7038 9091 10884 12504 19147 24484
24 210 659 1069 3213 5104 8051 10474 12605 14539 22539 29028
30 217 691 1129 3454 5535 8811 11526 13926 16112 25220 32664
36 223 714 1172 3636 5866 9403 12354 14972 17365 27392 35641
42 226 732 1206 3779 6127 9877 13021 15821 18386 29188 38123
48 229 746 1232 3893 6339 10265 13571 16524 19234 30697 40223
60 234 766 1271 4065 6661 10862 14424 17619 20563 33093 43585
72 237 780 1298 4188 6895 11301 15055 18434 21555 34909 46157
84 239 790 1318 4281 7072 11636 15541 19064 22324 36334 48188
96 240 798 1333 4353 7211 11901 15926 19565 22939 37480 49833
108 242 804 1346 4411 7323 12116 16239 19973 23440 38424 51192
120 243 809 1356 4459 7415 12294 16498 20313 23857 39214 52333
132 244 813 1364 4498 7492 12443 16717 20599 24210 39884 53306
144 244 817 1371 4532 7557 12570 16904 20844 24512 40461 54145
156 245 820 1377 4561 7614 12679 17065 21055 24774 40962 54875
168 245 823 1382 4586 7662 12774 17205 21240 25002 41401 55517
180 246 825 1387 4607 7705 12858 17329 21403 25204 41490 56086
192 246 827 1391 4627 7743 12933 17439 21548 25383 42136 56593
204 247 829 1394 4644 7777 12999 17537 21677 25543 42446 57049
216 247 830 1397 4659 7807 13058 17625 21793 25687 42726 57459
228 247 832 1400 4673 7835 13112 17704 21898 25817 42979 57832
240 и выше 248 833 1403 4686 7859 13161 17777 21994 25935 43209 58172
Температура поверхности испарения t(и) = 20° C
До 6 175 517 814 2272 3491 5325 6795 8066 9207 13823 17483
12 207 645 1044 3112 4926 7740 10047 12072 13907 21476 27597
18 220 703 1152 3549 5707 9118 11954 14466 16758 26336 34191
24 227 737 1215 3818 6199 10009 13208 16059 18673 29697 38829
30 232 758 1256 3999 6537 10632 14094 17195 20047 32158 42269
36 235 773 1285 4130 6784 11092 14755 18045 21081 34040 44923
42 237 784 1307 4229 6972 11447 15266 18707 21888 35524 47032
48 239 793 1323 4306 7120 11727 15673 19235 22535 36725 48749
60 242 805 1347 4419 7337 12145 16281 20028 23507 38550 51373
72 244 813 1364 4497 7490 12440 16713 20593 24203 39870 53286
84 245 819 1376 4555 7603 12659 17035 21017 24726 40871 54742
96 246 824 1385 4600 7690 12829 17286 21346 25133 41654 55887
108 246 828 1392 4635 7760 12964 17486 21610 25460 42285 56812
120 247 831 1398 4664 7816 13075 17649 21826 25727 42803 57574
132 248 833 1403 4687 7862 13166 17785 22005 25950 43237 58212
144 248 835 1407 4707 7902 13244 17900 22157 26138 43605 58756
156 248 837 1410 4724 7935 13310 17998 22287 26300 43922 59223
168 249 838 1413 4739 7964 13367 18084 22400 26440 44197 59630
180 249 840 1416 4751 7989 13417 18158 22499 26563 44438 59987
192 249 841 1418 4763 8012 13461 18224 22586 26671 44651 60303
204 249 842 1420 4772 8031 13500 18282 22663 26768 44841 60584
216 249 843 1422 4781 8049 13535 18334 22733 26854 45011 60837
228 250 843 1424 4789 8065 13567 18381 22795 26932 45164 61065
240 и выше 250 844 1425 4796 8079 13595 18424 22851 27002 45303 61271
Температура поверхности испарения t(и) = 25° C
До 6 198 607 975 2847 4464 6947 8967 10730 12323 18849 24089
12 222 711 1167 3611 5820 9321 12239 14826 17190 27086 35220
18 231 754 1249 3966 6476 10519 13933 16987 19796 31705 41633
24 236 778 1294 4171 6863 11241 14969 18323 21419 34660 45803
30 239 793 1323 4305 7118 11725 15669 19230 22528 36713 48731
36 241 803 1343 4399 7299 12070 16172 19886 23333 38222 50901
42 243 810 1358 4468 7431 12330 16552 20383 23944 39378 52572
48 244 816 1369 4522 7538 12533 16849 20772 24424 40293 53900
60 246 824 1385 4599 7690 12817 17283 21343 25129 41646 55876
72 247 829 1396 4652 7794 13032 17585 21741 25622 42601 57276
84 248 833 1404 4691 7870 13182 17808 22035 25987 43309 58319
96 248 836 1410 4720 7928 13296 17978 22261 26267 43856 59127
108 249 839 1414 4744 7974 13387 18113 22439 26489 44292 59771
120 249 841 1418 4762 8011 13460 18222 22584 26669 44646 60296
132 249 842 1421 4778 8042 13521 18313 22704 26818 44941 60733
144 250 843 1424 4791 8067 13572 18389 22805 26944 45189 61102
156 250 845 1426 4801 8089 13615 18454 22891 27052 45401 61417
168 250 845 1428 4811 8108 13653 18510 22966 27144 45584 61691
180 250 846 1430 4819 8124 13685 18558 23030 27225 45745 61929
192 250 847 1431 4826 8139 13714 18601 23087 27296 45886 62140
204 250 848 1432 4833 8152 13740 18639 23138 27359 46011 62326
216 251 848 1433 4838 8163 13762 18673 23183 27416 46123 62493
228 251 849 1434 4843 8173 13783 18704 23224 27466 46223 62644
240 и выше 251 849 1435 4848 8182 13801 18731 23260 27512 46314 62779
Температура поверхности испарения t(и) = 30° C
До 6 212 669 1089 3290 5241 8290 10804 13018 15030 23371 30152
12 231 752 1245 3949 6443 10457 13845 16875 19660 31460 41289
18 238 784 1307 4231 6976 11456 15279 18724 21909 35563 47087
24 241 802 1341 4388 7278 12030 16113 19809 23238 38043 50643
30 243 812 1362 4488 7471 12403 16659 20523 24116 39705 53047
36 245 820 1376 4557 7606 12665 17044 21028 24739 40896 54780
42 246 825 1387 4608 7706 12859 17330 21404 25205 41792 56089
48 247 829 1395 4646 7782 13008 17550 21695 25565 42489 57112
60 248 834 1406 4702 7891 13223 17869 22116 26088 43506 58609
72 249 838 1414 4739 7966 13370 18088 22406 26448 44212 59652
84 249 841 1419 4767 8020 13478 18248 22618 26711 44730 60420
96 250 843 1423 4787 8061 13559 18370 22780 26913 45126 61009
108 250 845 1426 4803 8093 13623 18465 22907 27071 45439 61475
120 250 846 1429 4817 8119 13675 18543 23010 27199 45693 61853
132 250 847 1431 4827 8141 13718 18607 23094 27305 45903 62165
144 251 848 1433 4836 8159 13753 18660 23166 27394 46079 62428
156 251 849 1434 4844 8174 13784 18706 23226 27469 46230 62653
168 251 849 1436 4850 8187 13810 18745 23278 27534 46359 62846
180 251 850 1437 4856 8198 13833 18779 23324 27591 46472 63015
192 251 850 1438 4861 8208 13853 18809 23364 27641 46571 63163
204 251 851 1439 4865 8217 13870 18835 23399 27685 46659 63295
216 251 851 1440 4869 8225 13886 18859 23430 27724 46737 63412
228 251 852 1440 4873 8232 13900 18880 23459 27760 46808 63518
240 и выше 251 852 1441 4876 8238 13913 18899 23484 27791 46871 63613

Приложение 6

                 ФОРМА АКТА О ЗАГРЯЗНЕНИИ ЗЕМЕЛЬ
 
                          АКТ N ________
                       О ЗАГРЯЗНЕНИИ ЗЕМЕЛЬ
 
    "__" _________ 19__ г.                ________________________
                                          (место составления акта)
    1. Должность, фамилия, имя, отчество составившего акт ________
__________________________________________________________________
    2. Должность,   фамилия,   инициалы   лиц,    участвующих    в
установлении загрязнения земель __________________________________
__________________________________________________________________
    3. Сведения о виновных юридических и физических лицах: Ф.И.О.,
должность,   место   работы,   место  жительства;  наименование  и
юридический адрес организации - нарушителя _______________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
    4. Место,  существо нарушения (загрязнение,  захламление,  вид
загрязнения) _____________________________________________________
__________________________________________________________________
    5. Площадь, глубина и степень загрязнения ____________________
__________________________________________________________________
    6. Размер  платы за ущерб от загрязнения земель ______________
__________________________________________________________________
    7. Объяснение виновных _______________________________________
__________________________________________________________________
    8. Предупреждались   или  привлекались ли  ранее  эти  лица  к
ответственности за произведенный ущерб, когда, где и за что ______
__________________________________________________________________
 
                                    Подпись лица, составившего акт
                                    ______________________________
                                        Подпись лиц, участвующих в
                                            установлении нарушения
                                    ______________________________
                                 Подпись виновного в нарушении <*>
                                   _______________________________
 

<*> Отказ виновного от подписания настоящего акта не освобождает его от ответственности.      

Приложение 7

Таблица П.7.1

УТВЕРЖДЕНЫ
Постановлением Совета
Министров - Правительства
Российской Федерации
от 28 января 1993 г. N 77

НОРМАТИВЫ
СТОИМОСТИ ОСВОЕНИЯ НОВЫХ ЗЕМЕЛЬ ВЗАМЕН ИЗЫМАЕМЫХ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ УГОДИЙ ДЛЯ НЕСЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ НУЖД (ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 НОЯБРЯ 1992 Г.)

Типы и подтипы почв на изымаемых участках Нормативы стоимости освоения, тыс. руб./га
под пашню, многолетние насаждения, сенокосы и пастбища коренного улучшения под сенокосы и пастбища
1 2 3
I зона    
Архангельская и Мурманская области 1277 800
     
Дерново - карбонатные, торфяные окультуренные 1842 1456
Дерновые и дерново - оподзоленные, старопойменные 1663 1339
Дерново - подзолистые легкосуглинистые и супесчаные 1394 1125
Дерново - подзолистые тяжело- и среднесуглинистые 1125 876
Дерново - подзолистые эродированные 773 324
Дерново - подзолистые глеевые, иловато - болотные, торфянисто - болотные 531 239
     
II зона    
Брянская, Владимирская, Вологодская, Ивановская, Калужская, Тверская, Кировская, Костромская, Новгородская, Пермская, Псковская, Смоленская, Ярославская области 809 477
     
Темно - серые лесные, дерново - карбонатные, торфяные окультуренные 978 785
Серые и светло - серые, дерново - слабоподзолистые, старопойменные луговые, дерновые на бескарбонатных породах 909 716
Темно - серые лесные и дерново - карбонатные эродированные 862 385
Дерново - подзолистые, серые и светло - серые лесные, луговые глееватые 808 362
Дерново - подзолистые, серые и светло - серые лесные эродированные; пойменные луговые глееватые 624 262
Дерново - подзолистые, серые и светло - серые лесные глеевые; пойменные луговые глеевые, торфянисто - глеевые 524 239
Иловато - болотные, болотные низинные 454 193
Почвы овражно - балочного комплекса   123
     
III зона    
Нижегородская, Орловская, Рязанская и Тульская области 1556 946
     
Черноземы всех подтипов сверхмощные и мощные тучные и среднегумусовые; торфяные окультуренные 1929 1556
Черноземы всех подтипов среднемощные; черноземы сверхмощные и мощные эродированные; лугово - черноземные и старопойменные луговые 1847 1474
Черноземы всех подтипов маломощные малогумусовые и слабогумусовые; черноземы среднемощные эродированные; темно - серые лесные 1720 1392
Черноземы всех подтипов маломощные и темно - серые лесные почвы эродированные; дерново - карбонатные 1602 1274
Серые и светло - серые лесные, дерново - слабоподзолистые 1520 1229
Серые и светло - серые лесные, глееватые, дерново - подзолистые, дерново - луговые 1392 655
Серые, светло - серые лесные и дерново - подзолистые эродированные 1229 573
Аллювиальные луговые глееватые и глеевые 1065 98
Иловато - болотные, лугово - болотные и торфянисто - болотные 901 410
Почвы овражно - балочного комплекса   209
     
IV зона    
Белгородская, Воронежская, Самарская, Курская, Липецкая, Пензенская, Тамбовская и Ульяновская области 1789 1092
     
Черноземы всех подтипов сверхмощные и мощные тучные и среднегумусовые; торфяные окультуренные 2538 2007
Черноземы всех подтипов среднемощные; черноземы сверхмощные и мощные эродированные; лугово - черноземные и старопойменные луговые 2101 1604
Черноземы всех подтипов маломощные малогумусовые; черноземы среднемощные эродированные; темно - серые лесные 1924 1529
Черноземы маломощные карбонатные и солонцеватые; темно - каштановые 1747 1394
Черноземы всех подтипов маломощные и темно - серые лесные почвы эродированные; дерново - карбонатные 1612 1310
Серые и светло - серые лесные и дерново - слабоподзолистые 1352 1092
Серые и светло - серые лесные глееватые, дерново - подзолистые, дерново - луговые 1227 478
Серые и светло - серые лесные и дерново - подзолистые эродированные; солонцы глубокие 1134 437
Аллювиально - луговые глеевые 1009 395
Иловато - болотные, лугово - болотные, торфянисто - болотные 738 302
Почвы овражно - балочного комплекса, солончаки   218
     
V зона    
Астраханская, Волгоградская и Саратовская области 1198 770
     
Черноземы всех подтипов среднемощные среднегумусовые и малогумусовые; лугово - черноземные 1840 1455
Черноземы всех подтипов маломощные малогумусные и слабогумусные, черноземы среднемощные эродированные; старопойменные луговые 1626 1284
Черноземы всех подтипов маломощные среднегумусовые и малогумусовые солонцеватые 1370 1113
Черноземы всех подтипов маломощные малогумусовые и слабогумусовые эродированные; темно - каштановые, дерново - карбонатные; лугово - черноземные, солонцеватые, лугово - каштановые 1156 942
Темно - каштановые эродированные; каштановые и светло - каштановые; глубокие солонцы; пойменные луговые солонцеватые 984 514
Пойменные и лиманные лугово - глееватые; каштановые и светло - каштановые солонцеватые; средние солонцы 770 385
Светло - каштановые и бурые сильносолонцеватые и солончаковатые 558 300
Лугово - болотные, болотные иловатые; солонцы мелкие и корковые, солончаки; почвы овражно - балочного комплекса   171
     
VI зона    
Краснодарский край 4480 2419
     
Черноземы всех подтипов сверхмощные и мощные 5414 4352
Черноземы всех подтипов среднемощные; черноземы сверхмощные и мощные слабоэродированные, почвы рисовых систем 4301 3418
Черноземы всех подтипов маломощные; черноземы сверхмощные и мощные средне и сильноэродированные; дерново - карбонатные; лугово - черноземные, старопойменные луговые 3891 3123
Черноземы слитые, темно - серые лесные, темно - бурые лесные 3302 2650
Черноземы маломощные солонцеватые; темно - каштановые; лугово - черноземные солончаковые; серые и бурые лесные, желтоземы, коричневые, перегнойно - карбонатные 3059 2470
Темно - каштановые солонцеватые, лугово - черноземные слитые; дерново - карбонатные щебнистые, горно - луговые 2714 2176
Старопойменные солонцеватые и солончаковые; серые лесные оглеенные и оподзоленные, луговые осолоделые и солоди 2355 704
Пойменные солончаковые и оглеенные; лугово - болотные, перегнойно - глеевые, торфяно - глеевые, торфяники 1779 525
Пойменные примитивные; почвы овражно - балочного комплекса; солончаки, солонцы мелкие и средние, луговые и лугово - степные   358
     
VII зона    
Ставропольский край, Ростовская область 2132 1155
     
Черноземы всех подтипов сверхмощные и мощные тучные и среднетучные 3812 3056
Черноземы всех подтипов среднемощные тучные и среднегумусовые; черноземы сверхмощные и мощные эродированные; старопойменные луговые; лугово - черноземные мощные и среднемощные 2888 2310
Черноземы всех подтипов маломощные малогумусовые и слабогумусовые; черноземы среднемощные эродированные; лугово - черноземные солонцеватые и слабозасоленные; дерново - карбонатные среднемощные 2027 1617
Черноземы всех подтипов маломощные и дерново - карбонатные почвы эродированные; лугово - черноземные солонцеватые; горные лесные бурые 1733 1386
Темно - каштановые; каштановые луговые, лугово - черноземные солончаковые 1565 1271
Лугово - черноземные слитые, каштановые, коричневые и лугово - каштановые; черноземовидные песчаные 1502 525
Темно - каштановые, горные коричневые и буроземные эродированные 1386 462
Лугово - черноземные сильносолонцеватые и глееватые; солонцы глубокие; светло - каштановые, горные коричневые, луговые и лугово - каштановые солончаковатые 1218 409
Солонцы средне степные и луговые, почвы закрепленных песчаных массивов, луговые солончаковатые и глеевые 987 347
Лугово - болотные солончаковатые, солонцы мелкие и корковые, почвы овражно - балочного комплекса   294
     
VIII зона    
Курганская, Оренбургская, Свердловская и Челябинская области 1579 893
     
Черноземы всех подтипов мощные тучные и среднегумусовые; торфяные окультуренные 1899 1523
Черноземы всех подтипов среднемощные; лугово - черноземные тучные и среднегумусовые 1739 1372
Черноземы всех подтипов маломощные; черноземы среднемощные эродированные; темно - серые лесные, лугово - черноземные и старопойменные луговые 1579 1260
Черноземы всех подтипов маломощные, темно - серые лесные почвы эродированные; лугово - черноземные солонцеватые 1372 1109
Темно - каштановые; лугово - степные; черноземы неполноразвитые 1260 996
Темно - каштановые эродированные; серые и светло - серые лесные, дерново - слабоподзолистые, каштановые, луговые солонцеватые 1053 846
Серые и светло - серые лесные и дерново - подзолистые эродированные; каштановые эродированные, светло - каштановые; глубокие солонцы 846 320
Дерново - подзолистые и дерновые глеевые; светло - каштановые и лугово - солонцевато - солончаковатые, солонцы средние 686 263
Солонцы мелкие и корковые; солончаки; иловато - болотные, торфяно - болотные; почвы овражно - балочного комплекса   207
     
IX зона    
Алтайский край, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская и Тюменская области 1238 574
     
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - мощные тучные и среднегумусные; торфяные окультуренные 1427 1140
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - среднемощные тучные и среднегумусные; черноземы мощные эродированные 1287 1050
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - маломощные; темно - серые лесные, старопойменные луговые 1140 902
Черноземы всех подтипов маломощные эродированные и солонцеватые, лугово - черноземные солонцеватые; аллювиально - луговые 951 763
Серые и светло - серые лесные; темно - каштановые эродированные, каштановые, лугово - каштановые, дерново - подзолистые 853 664
Светло - каштановые, каштановые солонцеватые, глубокие солонцы 664 287
Луговые солончаковатые глееватые; солонцы средние 615 235
Солонцы мелкие и корковые, солончаки; лугово - болотные; почвы овражно - балочного комплекса   188
X зона    
Красноярский край, Иркутская и Читинская области 705 421
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - мощные тучные и среднегумусные; торфяные окультуренные 1023 808
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - среднемощные; старопойменные луговые 955 774
Черноземы всех подтипов и лугово - черноземные почвы - маломощные; темно - серые лесные 636 495
Черноземы всех подтипов маломощные и темно - серые лесные почвы эродированные; лугово - черноземные солонцеватые 568 456
Темно - каштановые, лугово - каштановые; серые и светло - серые лесные 525 421
Каштановые; серые и светло - серые лесные эродированные; луговые солонцеватые, глубокие солонцы 456 215
Каштановые солонцеватые, луговые солончаковатые, средние солонцы 421 181
Солонцы мелкие и корковые, солончаки; лугово - болотные; почвы овражно - балочного комплекса   135
     
XI зона    
Приморский и Хабаровский края, Амурская, Камчатская, Магаданская и Сахалинская области 1448 825
     
Луговые черноземовидные; бурые лесные; старопойменные луговые; буроземные лесные 1515 1208
Лугово - бурые, бурые, лесные оподзоленные 1418 1140
Лугово - бурые глееватые, аллювиальные дерново - глеевые 1313 1035
Бурые лесные глееватые и глеевые, торфянистые и торфяные 1208 480
Буро - подзолистые мерзлотные; дерново - глееватые 1140 450
Лугово - бурые оподзоленные глееватые, бурые лесные эродированные 998 383
Мерзлотные болотные; бурые лесные сильноэродированные 863 345
     
XII зона    
Калининградская, Ленинградская области и город Санкт - Петербург 2081 1460
     
Дерново - карбонатные; дерново - подзолистые; аллювиальные дерновые; торфяные низинные и переходные окультуренные 2592 2081
Дерново - подзолистые глееватые; аллювиальные дерновые глееватые 2270 1810
Дерново - подзолистые глееватые песчаные и супесчаные средне- и сильнокаменистые; торфянисто - глееватые 1840 1460
Аллювиально - дерновые глеевые, иловато - болотные 1431 701
Торфя