МИНИСТЕРСТВО ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 2 августа 1994 года N 241

Об утверждении Инструкции по идентификации источника загрязнения водного объекта нефтью

С целью нормативно-методического обеспечения государственного экологического контроля и реализации статей 84, 86, 87 Закона Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды"

приказываю:

утвердить и ввести в действие Инструкцию по идентификации источника загрязнения водного объекта нефтью.

Министр
В.И.Данилов-Данильян

УТВЕРЖДЕНА
Приказом Министра
охраны окружающей среды
и природных ресурсов
Российской Федерации
от 2 августа 1994 года N 241

ИНСТРУКЦИЯ
по идентификации источника загрязнения водного объекта нефтью

Предисловие

Разработана Государственным институтом прикладной экологии (ГИПЭ) Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации (Минприроды России) (А.В.Бабиев; Б.М.Лесников, канд. физ.-мат. наук; Е.Р.Разумова, канд. хим. наук); Центральной специализированной инспекцией (ЦСИ) Минприроды России (Т.Н.Попова; Г.М.Цветков); Южным научно-исследовательским институтом Морского флота (ЮжНИИМФ) (В.А.Букин, канд. хим. наук); Краснодарским краевым комитетом по охране окружающей среды и природных ресурсов (Л.В.Тарасова; Л.Б.Ярмак, канд. тех. наук).

Внесена Управлением по охране поверхностных вод суши Минприроды России.

Замечания и предложения направлять по адресу: 117463, Москва, проезд Карамзина, 17; Государственный институт прикладной экологии (ГИПЭ).

Введение

Настоящая инструкция:

(1) распространяется на все виды нефтей и нефтепродуктов (далее - нефть);

(2) устанавливает процедуру идентификации источника загрязнения нефтью поверхности водного объекта (кроме подземных водных  объектов и ледников),  а также территориальных вод,  вод экономической зоны и континентального шельфа Российской Федерации;

(3) предназначена    для     осуществления     государственного экологического       контроля   территориальными       органами, специализированными территориальными инспекциями Минприроды России.

Полученные по инструкции результаты используются для обоснования исков о возмещении ущерба, причиненного нарушением природоохранного законодательства Российской Федерации.

Определения, обозначения и сокращения

В настоящей инструкции приняты следующие термины, определения и сокращения:

1. НЕФТЬ - нефть в любом виде, включая сырую нефть, мазут, нефтяные остатки и очищенные нефтепродукты (не являющиеся нефтехимическими веществами), а также, не ограничивая общего характера вышесказанного, вещества, приведенные в Приложении А "Перечень нефтей и нефтепродуктов" [1].

2. ИСТОЧНИК ЗАГРЯЗНЕНИЯ НЕФТЬЮ - физический объект или сооружение определенного назначения и устройства, содержащий нефть или нефтеводяную смесь и обладающий конкретными характеристиками, как-то: расположением, объемом, площадью, размерами, прочностью, давлением, материалом и т.п.; например: цистерна, трубопровод, танк или отсек судна, нефтеналивной причал, очистное сооружение, отстойник или накопитель и пр., из которого нефть или нефтеводяная смесь сбрасывается или была сброшена в водный объект [1].

3. ВОДНЫЙ ОБЪЕКТ - реки, озера, водохранилища, другие поверхностные водоемы и водные источники, а также воды каналов и прудов; внутренние моря и другие внутренние морские воды; территориальные воды (территориальное море).

4. РАЗЛИВ НЕФТИ - нефть, разлитая на поверхности водного объекта.

5. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИСТОЧНИКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ НЕФТЬЮ ВОДНОГО ОБЪЕКТА (далее - ИДЕНТИФИКАЦИЯ) - процедура установления тождественности нефти, разлитой по водной поверхности, и нефти, находящейся в предполагаемом источнике ее разлива (источнике загрязнения водной поверхности).

6. ИКС - инфракрасная спектрофотометрия.

7. ИК - инфракрасный.

8. ГЖХ - газо-жидкостная хроматография.

9. ПИД - пламенно-ионизационный детектор.

10. ПФД - пламенно-фотометрический детектор.

11. УВ - углеводороды.

12. ДВС - дифференциальное выделение сигналов.

13. НЖФ - неподвижная жидкая фаза.

14. - длина волны электромагнитного излучения.

15. - волновое число.

16. D - оптическая плотность.

17. I - интенсивность света.

18. - коэффициент экстинкции.

19. C - концентрация вещества.

20. d - толщина слоя вещества.

21. K - коэффициент спектральный.

22. Ai - соотношение параметров спектров или хроматограмм.

23. Аиден - критерий идентичности.

24. Hi - средняя высота пика.

25. Bi - средняя ширина пика.

26. Fi - площадь пика.

27. Si - среднее квадратичное отклонение.

28. Ezi - средняя квадратичная ошибка.

29. Zi - время удерживания.

30. H - сумма высот пиков.

31. X - отношение площадей пиков.

32. Gi - относительное содержание компонентов.

33. р. - разлив.

34. и. - источник.

1. Схема идентификации источника загрязнения водных объектов нефтью

1.1. СУЩНОСТЬ ИДЕНТИФИКАЦИИ. В настоящей инструкции идентификацию проводят двумя методами: методом ИКС и методом ГЖХ в различных вариантах последнего. Идентификация включает:

(а) отбор представительных проб нефти из разлива и всех  предполагаемых его источников;

(б) получение специфических характеристик отобранных проб и их сопоставление;

(в) оформление результатов идентификации.

Представительность отобранных проб нефти обеспечивается соблюдением приведенных в п.2 процедур и требований.

1.2. Схема идентификации состоит из последовательных ступеней, каждая из которых исключает из анализа неидентичные пробы (рис.1, 2). Схема состоит из двух этапов.     

Первый этап (рис.1) должен осуществляться для всех типов нефтей и включает методы ИКС и ГЖХ низкого разрешения. Метод ИКС дает информацию об интегральном составе вещества и поэтому используется на первой ступени первого этапа идентификации. Метод ГЖХ низкого разрешения с ПИД дает информацию об УВ нефтей, в частности, н-алканах, поэтому его используют после метода ИКС для тех проб, которые оказались идентичными по данным ИКС. Надежность идентификации при переходе от ИКС к ГЖХ (второй ступени первого этапа) возрастает, поскольку чувствительность метода ГЖХ выше, чем ИКС; поэтому ограничивать процедуру идентификации методом ИКС не следует, т.к. пробы, идентичные по данным ИКС, могут оказаться неидентичными по н-алканам. Стадия ГЖХ низкого разрешения позволяет установить точку кипения УВ смеси и ее возможное происхождение, т.е. принадлежность нефти к тяжелому или легкому типу.

Идентификацию источника загрязнения водных объектов нефтью методами ИКС и ГЖХ проводят путем качественного и количественного сравнения ИК-спектров или хроматограмм проб нефтей из разлива и из предполагаемых источников загрязнения.

Качественное сравнение представляет собой визуальное сопоставление ИК-спектров или хроматограмм проб из разлива и из предполагаемого источника загрязнения. Сопоставление проводят по числу, положению и форме (контурам) соответствующих полос или пиков, на основании чего исключаются из дальнейшей процедуры идентификации те пробы из предполагаемых источников загрязнения, ИК-спектры или хроматограммы которых не совпадают с ИК-спектрами или хроматограммами проб из разлива.

         Количественное сравнение предусматривает измерение параметров ИК-спектров или хроматограмм и расчет соотношений их параметров Ai на соответствие критерию идентичности, выраженному соотношением:

Ai < Аиден,                                                     (1)

где: Ai - соотношение параметров ИК-спектров для i-ой полосы ИК-спектра или параметров i-ого пика хроматограммы; формулы расчета Ai для методов ИКС или ГЖХ приведены в разделах 3 и 4;

Аиден = 10% - идентификационный критерий, значение которого принято в соответствии с работами [2, 3, 4, 5].

Соотношение (1) должно выполняться для всех полос ИК-спектров или пиков хроматограмм идентичных проб нефтей. Если это соотношение не выполняется, пробы считаются неидентичными.

На втором этапе процедуры идентификации в зависимости от типа нефти используют различные модификации метода ГЖХ (рис.2). Тип нефти устанавливается визуально или по паспорту нефтей, отобранных из предполагаемых источников разлива. При отнесении нефти к тому или иному типу можно руководствоваться Приложением Г "Перечень тяжелых нефтей и нефтепродуктов" и Приложением Д "Перечень легких нефтей и нефтепродуктов".

Для легких нефтей следует использовать метод ГЖХ с капиллярными колонками (ГЖХ высокого разрешения), который дает информацию как об н-алканах, так и об УВ изопренового ряда (фитан, пристан). Метод ГЖХ высокого разрешения является более чувствительным по сравнению с ГЖХ низкого разрешения.

Для тяжелых нефтей следует использовать метод ГЖХ с насадочными колонками и ПФД, селективным по отношению к серосодержащим органическим соединениям (ГЖХ низкого разрешения) (см. рис.2).

Содержание серы в нефтях варьирует от 0,2 до 5%. Как правило, в тяжелых нефтях содержание серы и сероорганических соединений близко к верхней границе.

Если позволяют аппаратурные возможности, т.е. имеются качественные капиллярные ГЖХ колонки, то стадию ГЖХ низкого разрешения (2-я ступень первого этапа) можно опустить и сразу анализировать и тяжелые, и легкие нефти методом ГЖХ высокого разрешения (1-я ступень второго этапа для легких нефтей).

Последовательность проведения идентификации следующая.

После установления факта загрязнения водного объекта нефтью производят отбор проб нефти из пятен разлива. Затем производят отбор проб из всех предполагаемых источников данного разлива. После составления комплектов проб, их опломбирования и оформления "Актов отбора проб... " (Приложение Б) один из комплектов проб доставляют в специализированную инспекцию территориального органа системы Минприроды России для проведения идентификации в соответствии с настоящей инструкцией. Проводят регистрацию комплекта проб в лабораторном журнале, заполняют "Протокол о результатах идентификации..." (Приложение В) по п.5 включительно.

Пробы нефти из разлива считаются базисными. Пробы нефти, отобранные из предполагаемого источника загрязнения, являются сравниваемыми. Установление тождественности проб проводят путем сравнения каждой пробы, отобранной из предполагаемого источника (сравниваемой пробы) с пробами нефти, отобранными из разлива (базисными пробами).

Процедуру идентификации каждой пары проб нефтей проводят до тех пор, пока:

а) на какой-либо стадии процедуры идентификации не будет установлена неидентичность проб; при этом делают запись в соответствующей строке таблицы В1 "Протокола о результатах идентификации..." с обязательным заполнением графы 4;

б) не будет проведена последняя стадия процедуры идентификации; если и на последней стадии будет сделан вывод об идентичности данной пары проб, то идентичность данной сравниваемой пробы с базисной считается установленной; при этом делают запись в соответствующей строке таблицы В1 "Протокола о результатах идентификации" с обязательным заполнением графы 4.

Процедура идентификации начинается с первого этапа.

В соответствии с разделом 3 настоящей инструкции методом ИКС осуществляют первую стадию идентификации. Если при качественном сравнении ИК-спектров должностное лицо специализированной инспекции территориального органа системы Минприроды России, проводящее идентификацию, сделает вывод о том, что ИК-спектр сравниваемой пробы не подобен ИК-спектру базисной пробы, то это лицо обязано сделать соответствующую запись в лабораторном журнале, перечислив признаки ИК-спектров, на основании которых сделан вывод. В случае качественного подобия ИК-спектров переходят к их количественному сопоставлению, которое завершается составлением таблицы по форме таблицы 1.