Agnigor, 2019

Руководство по безопасности
Методические рекомендации
по проведению количественного анализа
риска аварий на опасных производственных объектах
магистральных нефтепроводов и
магистральных нефтепродуктопроводов

Утв. Приказом Ростехнадзора от 17.06.2016 №228

Содержание

I. Общие положения

II. Методические принципы оценки риска аварии на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

III. Этапы проведения количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Планирование и организация работ

Идентификация опасностей аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Типовые сценарии аварий на линейной части опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

IV. Типовые сценарии аварий на площадочных сооружениях опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

V. Количественная оценка риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов. Оценка частоты возможных сценариев аварий

Оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий

Расчет показателей риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Определение степени опасности участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Ранжирование участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов по показателям риска аварий

Сравнение показателей риска аварий участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов со среднестатистическим (фоновым) уровнем. Установление степени опасности участков и составляющих на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Рекомендации по снижению риска аварий

VI. Оформление результатов количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

Приложение №1. Перечень используемых сокращений и обозначений

Приложение №2. Термины и определения

Приложение №3. Рисунки и таблицы

Приложение №4. Перечень исходной информации, необходимой для проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП

1. Линейная часть ОПО МН и МНПП

2. Площадочные сооружения

Приложение №5. Балльная оценка факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварий

1. Балльная оценка факторов влияния состояния эксплуатируемого ОПО МН и МНПП на степень риска аварий

1.1. Группа 1 - внешние антропогенные воздействия

1.2. Группа 2 - коррозия

1.3. Группа 3 - природные воздействия

1.4. Группа 4 - конструктивно-технологические факторы

1.5. Группа 5 - дефекты тела трубы и сварных швов

2. Балльная оценка факторов влияния состояния проектируемых ОПО МН и МНПП на степень риска аварий

2.1. Группа Гр*1 - внешние антропогенные воздействия

2.2. Группа Гр*2 - коррозия

2.3. Группа Гр*3 - природные воздействия

2.4. Группа Гр*4 - конструктивно-технологические факторы

2.5. Группа Гр*5 - сложность строительно-монтажных работ

Приложение №6. Оценка частоты аварий на линейной части ОПО МН и МНПП

1. Оценка частоты утечек нефти (нефтепродукта) на участке линейной части ОПО МН и МНПП

2. Оценка частоты образования дефектного отверстия в МН и МНПП в зависимости от его размеров

Приложение №7. Расчет вероятных зон действия поражающих факторов аварий

Приложение №8. Расчет показателей риска аварий

1. Пример балльной оценки факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска

2. Пример расчета числа погибших пассажиров автотранспорта при реализации сценария аварий

3. Пример построения кривой социального риска

Приложение №9. Расчет объемов выброса нефти (нефтепродуктов) и площадей разлива при авариях на линейной части ОПО МН и МНПП и площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП

1. Расчет количества разлившейся нефти (нефтепродуктов) на линейной части ОПО МН и МНПП

2. Расчет количества разлившейся нефти, нефтепродуктов на площадочных сооружениях

3. Оценка площадей разливов нефти, нефтепродуктов при аварии

Текст

I. Общие положения

1. Руководство по безопасности "Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов" (далее - Руководство по безопасности) разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013г. №520.

2. Основные положения настоящего Руководства по безопасности соответствуют требованиям Порядка оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений (РД-03-14-2005), утвержденного приказом Ростехнадзора от 29 ноября 2005г. №893, Руководства по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденного приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016г. №144, дополняют и развивают положения Методических рекомендаций по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта (РД 03-357-00), утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 26 апреля 2000г. №23, и иных нормативных правовых актов и нормативных документов в области анализа риска аварий при эксплуатации ОПО МН и МНПП.

3. Настоящее Руководство по безопасности содержит порядок количественной и балльной оценки риска и определения степени опасности (чрезвычайно высокая, высокая, средняя и низкая) промышленных аварий на объектах ЛЧ и площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, перечень основных показателей риска аварии для ЛЧ и площадочных объектов ОПО МН и МНПП, а также методики их расчета или оценки.

4. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на ОПО МН и МНПП, на которых обращаются опасные вещества - нефть и нефтепродукты.

5. Под нефтепродуктами в настоящем Руководстве по безопасности понимают бензины, дизельные топлива и авиационные керосины.

6. Настоящее Руководство по безопасности предназначено для организаций, участвующих в:

- разработке деклараций промышленной безопасности ОПО МН и МНПП, в том числе ЛЧ, насосных станций, резервуарных парков, перевалочных нефтебаз и терминалов;

- разработке обоснования безопасности ОПО МН и МНПП;

- разработке специальных технических условий на проектирование и строительство ОПО МН и МНПП;

- проектировании ОПО МН и МНПП;

- обосновании условий обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на ОПО МН и МНПП;

- иных работах, связанных с определением степени опасности и проведением количественной и балльной оценки риска аварий с выбросом нефти и нефтепродуктов на ОПО МН и МНПП.

7. Перечень используемых сокращений и обозначений приведен в приложении №1 к настоящему Руководству по безопасности.

8. Используемые термины и их определения приведены в приложении №2 к настоящему Руководству по безопасности.

9. Методические принципы оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП основываются на положениях Руководства по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах" и заключаются в:

- использовании метода балльной оценки факторов, влияющих на частоту разрыва (целостность) ЛЧ, анализируемого ОПО МН и МНПП;

- численном моделировании аварийного нестационарного истечения сжимаемой жидкости из дефектного отверстия протяженного трубопровода с учетом действий по локализации и ликвидации аварийного разлива нефти, нефтепродукта;

- оценке последствий аварийных разливов нефти, нефтепродуктов на объектах ЛЧ ОПО МН и МНПП и площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, связанных с потерями нефти, нефтепродуктов, загрязнением окружающей среды и травмированием людей;

- алгоритмизации расчета удельных (на единицу длины трассы ОПО МН и МНПП и интегральных (по всей трассе) показателей риска аварии;

- ранжировании участков и составляющих анализируемого ОПО МН и МНПП по показателям риска с учетом среднестатистического (фонового) уровня аварийности на ОПО МН и МНПП.

10. Оценку риска аварий на ОПО МН и МНПП проводят на основе идентификации опасностей и результатов количественной оценки значений показателей риска аварий для однотипных участков ЛЧ ОПО МН и МНПП или составляющих площадочных объектов ОПО МН и МНПП:

- для ЛЧ ОПО МН и МНПП вне подводных и иных переходов рассматривают однокилометровые участки, а для подводных и иных переходов длину участка определяют размером перехода, прилегающих жилых, общественно-деловых или рекреационных зон или территорий, с чувствительными к аварийным выбросам нефти и нефтепродуктов компонентами окружающей среды;

- для площадочных объектов рассматривают составляющие, объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому принципу (насосное и емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ).

11. Расчет пожарного риска на объектах защиты ОПО МН и МНПП и сравнение его с законодательно установленным допустимым значением пожарного риска осуществляют в соответствии с Федеральным законом от 22 июля 2008г. №123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".

12. Результаты оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП рекомендуется обосновать и оформить таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали при первоначальной процедуре оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП.

II. Методические принципы оценки риска аварии на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

13. Показатели риска аварии на объектах ЛЧ (участках) и площадочных сооружениях (составляющих) ОПО МН и МНПП количественно характеризуют опасность аварии и используются для ранжирования участков и составляющих ОПО МН и МНПП по степени опасности и обоснования приоритетов в мероприятиях по обеспечению безопасного функционирования ОПО МН и МНПП (риск-ориентированный подход).

Показатели риска аварии на ОПО МН и МНПП разделяют на основные и дополнительные. Основные показатели риска аварии на ОПО МН и МНПП рассчитывают при выполнении каждой оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП. Перечень рассчитываемых дополнительных показателей риска аварии на ОПО МН и МНПП определяется соответствующими задачами оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП, указанными в пункте 22 настоящего Руководства по безопасности.

Расчет количественных показателей риска аварии осуществляют по алгоритмам, изложенным в пунктах 51-65 настоящего Руководства по безопасности.

14. Для определения степени опасности аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП в настоящем Руководстве по безопасности используют основные показатели риска аварии (индивидуальный Rинд, потенциальный Rпот, коллективный Rколл и социальный F(x) риски гибели человека при аварии согласно Руководству по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", а также дополнительные показатели, приведенные в таблице №1 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

15. Показатели риска аварии ЛЧ-1, ЛЧ-5, ЛЧ-10 и ЛЧ-16 рассчитывают для всей трассы ОПО МН и МНПП, а ЛЧ-12, ЛЧ-13, ЛЧ-14, ЛЧ-15, ЛЧ-18 и ЛЧ-20 - для участков с приближением ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам (населенные пункты, автомобильные и железные дороги, маршруты водного транспорта, сельскохозяйственные угодья и пастбища, туристические территории и акватории, другие места возможного появления человека и массового скопления людей - людские тропы, кладбища, ярмарки выходного дня, объекты религиозных культов, концертные площадки и прочее). Дистанции такого приближения участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зонам составляют:

- для МНПП - 1000м и менее;

- для МН - 500м и менее.

Дистанции с приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам необходимы только для установления участков ЛЧ ОПО МН и МНПП, для которых рассчитывают показатели риска гибели людей в авариях, в том числе ЛЧ-12, ЛЧ-13, ЛЧ-14, ЛЧ-15 и ЛЧ-18.

Дистанции c приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационными зонам не являются минимально безопасными расстояниями для ЛЧ ОПО МН и МНПП.

Показатель риска аварии ЛЧ-17 представляют в виде изолиний на ситуационном плане участков с приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам - распределение потенциального территориального риска гибели людей от аварий по территории объекта и прилегающей местности в соответствии с Руководством по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденным приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016г. №144.

Показатель социального риска аварии (ЛЧ-19) представляется в виде графика ступенчатой функции, определяемой согласно пунктам 69-75 настоящего Руководства по безопасности.

Показатели риска аварии ЛЧ-2, ЛЧ-3, ЛЧ-4, ЛЧ-6, ЛЧ-7, ЛЧ-8, ЛЧ-9 и ЛЧ-11 определяют для каждого участка ЛЧ ОПО МН и МНПП и графически представляют в виде распределения по профилю трассы ОПО МН и МНПП.

При отсутствии достоверных оценок числа лиц, подверженных риску, из числа иных физических лиц допускается вместо показателя ЛЧ-15 использовать показатель ЛЧ-12.

16. Для определения степени опасности аварии на площадочных сооружениях (составляющих площадочных объектов) ОПО МН и МНПП в настоящем Руководстве по безопасности используют основные показатели риска аварии (Rинд, Rпот, Rколл и F(x)) гибели человека при аварии согласно Руководству по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденному приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016г. №144, а также дополнительные (удельные и интегральные) показатели риска аварии, приведенные в таблице №2 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

17. Все показатели риска аварии, за исключением Пл-17, представляют в виде значений, рассчитанных для каждой составляющей и просуммированных для площадочного сооружения ОПО МН и МНПП в целом.

Показатель риска аварии Пл-17 представляют в виде изолиний на ситуационном плане площадочного объекта - распределение потенциального территориального риска гибели людей от аварий по территории объекта и прилегающей местности в соответствии с Руководством по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах".

Показатель социального риска аварии Пл-19 представляют в виде графика ступенчатой функции, определяемой согласно пункту 64 настоящего Руководства по безопасности.

Показатели риска аварии Пл-3 - Пл-9 в части определения степени опасности для населения и иных физических лиц рассчитывают:

а) только для составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП с приближением к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам вокруг ОПО МН и МНПП. При этом дистанция, определяющая приближение границы площадочного сооружения ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зонам, составляет:

1) для МНПП - 2000м и менее;

2) для МН - 750м и менее.

Дистанции приближения составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зоне не являются минимально безопасными расстояниями для ОПО МН и МНПП;

б) для составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП с возможностью временного нахождения иных физических лиц (например, строители, ремонтный персонал) на его территории и в зонах приближения, аналогичных указанным в подпункте "а" настоящего пункта, только для установленного периода пребывания людей (например, строительство, реконструкция, ремонт, ввод в эксплуатацию, испытания).

При отсутствии достоверных оценок числа лиц, подверженных риску, из числа иных физических лиц допускается вместо показателя ПЛ-8 использовать показатель ПЛ-3.

18. На основе сравнения показателей риска со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии определяют степень опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП и устанавливают необходимость и очередность внедрения организационно-технических мероприятий обеспечения безопасности ОПО МН и МНПП.

III. Этапы проведения количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

19. Проведение количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП проводят в четыре этапа:

1) планирование и организация работ;

2) идентификация опасностей аварий на ОПО МН и МНПП;

3) количественная оценка риска аварии на ОПО МН и МНПП:

а) оценка частоты возможных сценариев аварий;

б) оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий;

в) расчет показателей риска аварии на ОПО МН и МНПП;

г) определение степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП:

ранжирование участков ЛЧ и составляющих ОПО МН и МНПП по показателям риска аварии;

сравнение показателей риска аварии участков и составляющих ОПО МН и МНПП с соответствующим среднестатистическим (фоновым) уровнем и установление степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП;

4) разработка рекомендаций по снижению риска аварии на ОПО МН и МНПП (пункты 79-85 настоящего Руководства по безопасности).

Блок-схема проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП приведена на рисунке 1 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

Планирование и организация работ

20. На этапе планирования и организации работ рекомендуется:

а) идентифицировать анализируемый МН и МНПП как опасный производственный объект и дать его общее описание;

б) определить необходимость проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП (декларирование промышленной безопасности, обоснование безопасности, экспертиза промышленной безопасности, обоснование проектных решений по обеспечению безопасности, обязательное страхование гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварий на опасном объекте, другие процедуры, требующие использования результатов анализа опасностей и оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП);

в) подобрать группу исполнителей, оценить трудозатраты, определить детальность и ограничения планируемой процедуры по количественному анализу риска аварий ОПО МН и МНПП;

г) собрать представительные данные, не имеющие скрытых ошибок, по аварийности и травматизму на ОПО МН и МНПП для определения среднестатистического (фонового) уровня риска аварий на ОПО МН и МНПП. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварий на ОПО МН и МНПП R5лет определяют как среднегодовое значение показателя риска аварий за последний пятилетний период рассмотрения на ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации;

д) задать пути достижения цели и определить основную задачу планируемой процедуры количественного анализа риска аварий.

21. Цель процедуры количественного анализа риска аварий - выявление наиболее опасных участков и составляющих площадочного сооружения анализируемого ОПО МН и МНПП на основе результатов расчета показателей риска.

Достижение цели процедуры количественного анализа риска аварий реализуется при выполнении следующих основных задач:

а) максимального снижения риска аварий на участках ЛЧ и составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП при доступных ресурсах;

б) минимизации затрат по снижению риска аварий на чрезвычайно опасных участках и составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП.

22. Цель и основные задачи количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП рекомендуется конкретизировать на различных этапах жизненного цикла ОПО МН и МНПП:

а) на этапе предпроектных работ и (или) проектирования ОПО МН и МНПП осуществляют:

- выявление опасностей и количественную оценку риска с учетом воздействия поражающих факторов аварий на людей (персонал, население и иные физические лица), имущество и окружающую среду;

- оценку вариантов безопасного размещения опасных производственных объектов, применяемых технических устройств, зданий и сооружений ОПО МН и МНПП;

- оценку обеспечения промышленной безопасности в альтернативных проектных и технических решениях;

- получение информации об опасностях аварий на ОПО МН и МНПП для выработки рекомендаций по безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП;

б) на этапе ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) ОПО МН и МНПП осуществляют:

- уточнение оценок риска аварий, полученных на предыдущих этапах функционирования ОПО МН и МНПП;

- проверку соответствия характеристик ОПО МН и МНПП фактическим условиям эксплуатации;

- реализацию мероприятий по безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП, предусмотренных в декларации промышленной безопасности;

в) на этапе эксплуатации или реконструкции ОПО МН и МНПП осуществляют:

- контроль основных опасностей аварий на ОПО МН и МНПП (в том числе при декларировании промышленной безопасности);

- разработку рекомендаций по организации безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП;

- совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, технологического регламента, планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО МН и МНПП, планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

- оценку эффективности принятых мероприятий по снижению риска аварий на ОПО МН и МНПП.

Идентификация опасностей аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

23. Основная задача идентификации опасностей аварий - выявление и описание всех источников опасностей аварий (участков и составляющих ОПО МН и МНПП, на которых обращаются опасные вещества) и сценариев их реализаций.

На этом этапе рекомендуется:

- провести сбор исходной информации и проверить ее на наличие скрытых ошибок. Перечень исходной информации, необходимой для проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП, приведен в приложении №4 настоящего Руководства по безопасности;

- произвести деление ЛЧ ОПО МН и МНПП на участки, а площадочных объектов - на составляющие. При этом:

- начальными границами участка ЛЧ ОПО МН и МНПП выбирают месторасположения трубопроводной арматуры или места резкого изменения какого-либо значимого фактора (например, подводный переход, пересечение с транспортной коммуникацией, особенность рельефа местности, наличие населенного пункта, автомобильных и железных дорог, других жилых, общественно-деловых или рекреационных зон). Типовое значение длины участка ЛЧ ОПО МН и МНПП выбирают равным 1км. При пересечении (сближении) ОПО МН и МНПП водных и иных объектов длину участка определяют кратной протяженности перехода, или длине трассы, прилегающей к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам или территориям, чувствительным по компонентам окружающей среды к аварийному загрязнению нефтью и нефтепродуктами;

- на площадочных сооружениях выделяют следующие типовые составляющие, объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому принципу: насосное и емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ;

- провести анализ условий возникновения и развития аварий, определить группы характерных сценариев аварий для рассматриваемого ОПО МН и МНПП.

Типовые сценарии аварий на линейной части опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

24. Причины аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП приведены на рисунке 2 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности в виде дерева отказов, в нижней части которого показаны исходные события - предпосылки аварийной ситуации.

25. В отсутствие информации для расчетов вероятности конечного события (аварии) данное дерево отказов используют для определения возможных причин и прогнозирования сценариев разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП. Приведенное дерево отказов относится к варианту прокладки ОПО МН и МНПП без кожуха, в этом случае выброс приводит к разливу нефти, нефтепродукта непосредственно из аварийного участка c попаданием нефти, нефтепродукта в окружающую среду. В случае, если участок ЛЧ ОПО МН и МНПП выполнен по схеме "труба в трубе", то дерево отказов будет иметь аналогичный вид, но при этом возможны три варианта развития событий:

а) разрушение ОПО МН и МНПП с последующим разрушением кожуха;

б) разрушение кожуха с последующим разрушением ОПО МН и МНПП;

в) одновременное разрушение ОПО МН и МНПП и кожуха.

26. Сочетание всех трех вариантов, указанных в пункте 25 настоящего Руководства по безопасности, по логическому элементу "ИЛИ" и будет представлять суммарное дерево отказов. Для каждого из трех вариантов строится своя схема развития аварии. Например, если сначала происходит разрушение внутренней трубы, то истечение нефти, нефтепродукта происходит в межтрубное пространство и приведенное дерево отказов будет относиться к внутренней трубе. Для внешней трубы оно будет строиться аналогичным образом, как продолжение дерева, изображенного на рисунке 2 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

Дальнейшие (после разгерметизации участка ОПО МН и МНПП) сценарии развития аварий рекомендуется рассматривать с учетом возможности проявлений поражающих факторов (эффектов), которые связаны с утечками из трубопровода нефти, нефтепродукта и их воспламенением. Основными физическими эффектами при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП являются (в порядке убывания условной вероятности возникновения):

- истечение нефти, нефтепродукта из дефектного отверстия (трещины);

- загрязнение окружающей среды разлившейся нефтью, нефтепродуктом;

- пожар пролива нефти, нефтепродукта при его воспламенении;

- пожар-вспышка смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом;

- взрыв ТВС паров нефти, нефтепродукта с воздухом;

- токсическое воздействие продуктов горения нефти, нефтепродукта;

- струйное горение утечки нефти, нефтепродукта.

При наличии источника зажигания возникает пожар пролива (подробное описание изложено в Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404). При возникновении пожара на месте пролива возможны поражение открытым пламенем, тепловым излучением, горячими продуктами горения и токсичное воздействие продуктов горения.

27. Для нефти и нефтепродуктов, имеющих высокое давление насыщенных паров (более 10кПа) и при повышенной (более 20°C) температуре перекачиваемого продукта и окружающей среды, рассматривается еще один вариант развития событий: если при выбросе нефти, нефтепродукта в непосредственной близости нет источника зажигания, то нефть, нефтепродукт будет испаряться, а паровоздушное облако будет распространяться в атмосфере. Облако может достичь источника зажигания, в том числе расположенного на удалении от места выброса, и затем воспламениться. При стандартных источниках инициирования (открытое пламя, в том числе в котельных и при огневых работах, горячие поверхности, искры при ударах и трении, работающие двигатели внутреннего сгорания, молнии, разряды статического электричества, неосторожные действия человека: курение, разведение костров) в условиях рассматриваемых объектов наиболее вероятно сгорание облака паров нефти, нефтепродукта со скоростью до 200м/с (нефть, нефтепродукты - среднечувствительные вещества класса 3, загроможденность окружающего пространства - класс IV (слабо загроможденное и свободное пространство) или класс III (средне загроможденное пространство, отдельно стоящие технологические установки, резервуарный парк) в соответствии с Руководством по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей", утвержденным приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016г. №137.

28. В случае наличия на пути дрейфующего облака строений, в которые могут инфильтроваться пары нефти, нефтепродукта, рассматривается возможность взрыва дрейфующего облака. Такой взрыв возможен в случае, если инфильтрованные в помещение пары нефти, нефтепродукта оказываются сынициированными внутри его. Внутренний взрыв в помещении является мощным источником инициирования, способным вызвать взрыв основного облака паров нефти, нефтепродукта.

Для струй нефти, нефтепродукта, которые могут диспергироваться в воздухе и образовывать капельную взвесь (как правило, это возможно для свищей высокого давления и на сухопутных участках), возможно образование горящего факела (подробное описание изложено в Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404).

29. После разгерметизации трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП или трубопроводной арматуры (узла запорной арматуры) развитие аварийных ситуаций соответствует следующей общей последовательности (группе сценариев): разгерметизация трубопровода или трубопроводной арматуры → истечение нефти, нефтепродукта → отключение насосов → перекрытие запорной арматуры → распространение нефти, нефтепродукта → загрязнение нефтью, нефтепродуктами компонентов окружающей среды → возможное воспламенение нефти, нефтепродукта → горение (взрыв) облака и (или) пролива и (или) факела → попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования, зданий, сооружений, коммуникаций, транспортных средств и (или) объектов окружающей среды → эскалация аварий на соседние объекты → локализация и ликвидация разлития (пожара).

30. При анализе сценариев аварий рекомендуется учитывать условия прокладки и размещения участка трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП (подземный, наземный (надземный), подводный ОПО МН и МНПП, ОПО МН и МНПП в тоннеле или в ином замкнутом (полузамкнутом) пространстве, в том числе "труба в трубе", обетонированной трубе). Конкретный сценарий аварий и его вероятность определяют исходя из следующих событий (приведено в примерном порядке убывания условной вероятности события):

а) разлив нефти, нефтепродукта на поверхности сухопутного и (или) водного объекта;

б) образование облака паров разлитой нефти, нефтепродукта (загазованности);

в) мгновенное воспламенение паров нефти, нефтепродукта;

г) отсроченное (задержанное) воспламенение (воспламенение с задержкой) дрейфующих паров нефти, нефтепродукта с возможностью взрыва, пожара-вспышки, пожара пролива;

д) возможность образования взрывоопасной смеси в замкнутом (полузамкнутом) пространстве (например, в тоннеле);

е) возможность образования капельной смеси в атмосфере при возникновении струи с последующим воспламенением;

ж) возможность образования взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве при прокладке "труба в трубе" с последующим ее взрывом и разрушением внешней трубы.

31. Пример "дерева событий" при разгерметизации подземного участка ЛЧ ОПО МН и МНПП (за исключением прокладки в кожухе, "труба в трубе", туннеле) приведен на рисунке 3 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности, алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродукта из ОПО МН и МНПП - на рисунке 4 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

32. При расчетах (в том числе по дереву событий на рисунке 3) принимают следующие условные вероятности событий:

а) возможность образования напорной струи в окружающей среде (с):

- для подземных участков - 0,35 (только в случае свищей) в обычном исполнении и 3,15·10-5 для ОПО МН и МНПП "труба в трубе";

- для надземных участков - 0,7 (только в случае свищей) в одиночном исполнении и 6,3·10-5 для исполнения "труба в трубе";

- для подводных переходов - 0;

б) возможность образования взрывоопасной смеси в ограниченном пространстве тоннеля (d) (для прокладки трубопровода в тоннеле):

- при давлении насыщенных паров нефти, нефтепродуктов выше НКПР - 1;

- в остальных случаях - 0;

в) возможность образования капельной смеси в атмосфере (e):

- для надземных участков - 1;

- для подземного участка - 1 в случае напорной струи и 0 в случае ее отсутствия;

- для подводных переходов - 0;

г) мгновенное воспламенение (f):

- для подводных ОПО МН и МНПП - 0;

- для иных вариантов зависит от мощности выброса: при утечках интенсивностью менее 1кг/с - 0,005, при утечках интенсивностью от 1 до 50кг/с - 0,015, более 50кг/с - 0,04;

- для полного разрыва - 0,05;

д) возможность образования разлития для подводных участков при свище и скорости течения более 1м/с - 0, в остальных случаях - 1;

е) образование взрывоопасного облака паров нефти, нефтепродукта при испарении с пролива (g) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10кПа - 0, в остальных случаях - 1;

ж) отсроченное воспламенение (воспламенение с задержкой) (h):

- при выбросе в тоннеле - 0,1;

- в остальных случаях при утечках с интенсивностью менее 1кг/с - 0,005, при утечках с интенсивностью 1-50кг/с - 0,015, более 50кг/с - 0,042; при полном разрыве - 0,061;

и) возможность образования взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве для прокладки "труба в трубе" с последующим ее взрывом и разрушением внешней трубы (a) - не равна нулю только для свищей во внутренней трубе при транспортировании нефти, нефтепродуктов с давлением насыщенных паров выше НКПР и принимается равной 7·10-5;

к) возможность увеличения отверстия разрушения (во внутренней трубе) после взрыва взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве с последующим ее разрушением (b) - 0,1.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

33. На рисунке 4 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности приведен алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродуктов из ОПО МН и МНПП с учетом типового времени обнаружения утечки, остановки насосов и начала перекрытия потока трубопроводной арматурой с учетом вероятности, длительности различных стадий аварийного истечения нефти, нефтепродуктов и действий АВБ. Приведены типовые значения времен длительности различных стадий. При наличии обоснований, возможно их изменение в соответствии с конкретной обстановкой.

34. При определении коэффициента сбора Ксб учитывают факторы, связанные со сложностью проведения аварийных работ и характеристик окружающей среды (рельеф, нефтеемкость грунтов, наличие водных объектов).

Для болотистых участков Ксб составляет 0,85, для лесных и луговых - 0,8.

В соответствии с балльной оценкой факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварий, приведенной в приложении №5 к настоящему Руководству по безопасности, Ксб =0,6 для участков категории сложности I, 0,75 для участков категории сложности II-III и 0,9 для равнинных участков.

На переходах через водные преграды Ксб принимают равным от 0,85 (на малых реках и озерах) до 0,60 (на крупных водотоках).

IV. Типовые сценарии аварий на площадочных сооружениях опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

35. На площадочных сооружениях возможны те же физические эффекты (исходы), что на ЛЧ ОПО МН и МНПП, но наличие емкостей и замкнутых объемов дополнительно делает возможным:

а) внутренние взрывы в резервуарах и помещениях;

б) разлет осколков при разрушении емкостного оборудования;

в) образование огненного шара;

г) выброс вскипающей нефти, нефтепродукта из горящего резервуара.

Основным фактором, способствующим возникновению внутреннего взрыва, является образование смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом с концентрацией углеводородов выше НКПР и ниже ВКПР.

36. Для резервуаров со стационарной крышей возможность образования свободного (паровоздушного) пространства, частично заполненного воздухом, а частично парами нефти, нефтепродукта, существует за счет обмена через дыхательную арматуру, связанную с атмосферой (в случае наличия инертного газа в системе такого обмена нет). Для резервуаров с плавающей крышей это возможно при отказах крыши, ее перекосе при операциях опорожнения.

37. Особенностью аварийного разлива нефти, нефтепродукта в помещении (прежде всего насосных) является повышенная (по сравнению с разливом в неограниченном пространстве) возможность образования взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе. С другой стороны в помещениях реализуются условия для более существенного повышения давления при горении (взрыве) (по сравнению с открытым пространством). При непринятии своевременных противопожарных мер возможны вспышка и взрыв паров нефти, нефтепродукта при наличии источника воспламенения. Источником воспламенения в помещениях насосных станций могут быть электрическая искра от электрооборудования, искры от удара и трения разрушающихся деталей, нагретые поверхности оборудования, открытое пламя при огневых работах, вторичные проявления молнии.

38. Одним из наиболее опасных вариантов развития аварийной ситуации при горении нефти, нефтепродукта в резервуаре является выброс горящей нефти, нефтепродукта из резервуара. Такой вариант развития аварии возможен когда в нефти содержится значительное количество воды (более 0,3% и в этом случае выброс нефти возможен примерно через час после возникновения пожара), либо когда в резервуаре в придонной области скапливается вода и когда эта вода вскипает за счет прогрева от горящей в резервуаре нефти, нефтепродукта (скорость движения прогретого слоя от горящей поверхности ко дну составляет 40см/ч согласно подпункту 1.2 Руководства по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках, утвержденных ГУГПС МВД России 12 декабря 1999г.

Вода может попасть в резервуар, например, при тушении горящей нефти, нефтепродуктов огнетушащими составами.

Кроме того, для нефтепродуктов с низкой температурой кипения (бензины, керосины) и небольшими объемами хранения возможен эффект "огненного шара" (подробное описание приведено в Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404).

39. Для расчетов сценариев на площадочных сооружениях (НПС, РП, ПНБ) рекомендуется рассматривать десять вариантов возможных аварий (групп сценариев по Методическим рекомендациям по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта. РД 03-357-00, утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 26 апреля 2000г. №23 (далее - РД 03-357-00)). Первые три варианта связаны с возможными авариями на наземных резервуарах хранения нефти, нефтепродуктов, следующие три - с подземными ЖБР, седьмой - с авариями на небольших надземных емкостях, восьмой - с авариями на подземных емкостях, девятый - с авариями в насосных, а десятый - с выбросами на технологических трубопроводах.

40. Первый вариант представляет собой разгерметизацию одного резервуара с нефтью, нефтепродуктом с истечением нефти, нефтепродукта в обвалование или за его пределы (сценарий А1). Второй вариант состоит в образовании шлейфа паров нефти, нефтепродукта на дыхательной арматуре (люке, зазоре) (для резервуаров с плавающей крышей) и его зажигании с формированием факела (очага) горения (сценарий А2). В третьем варианте рассматривают образование ТВС в резервуаре в результате испарения нефти, нефтепродукта с последующим воспламенением и взрывом (сценарий А3).

Четвертый вариант представляет собой истечение нефти, нефтепродукта из подземного ЖБР в результате переполнения в обвалование или за его пределы (сценарий А4). Пятый вариант состоит в образовании шлейфа паров нефти, нефтепродукта на дыхательной арматуре (люке) подземного ЖБР и его зажигании с формированием факела (очага) горения (сценарий А5). В шестом варианте рассматривают образование ТВС в подземном ЖБР с последующим воспламенением и взрывом (сценарий А6).

41. Сценарий А1. Частичное или полное разрушение единичного резервуара с нефтью, нефтепродуктами; трубопроводной арматуры, фланцевых соединений, переполнение резервуара → отрыв от резервуара отдельных элементов, их разлет и воздействие на людей и объекты → поступление в окружающую среду нефти, нефтепродукта (жидкой фазы и паров) с температурой окружающей среды (в случае подогрева - с температурой подогрева) → возможное разрушение соседних резервуаров (при полном разрушении аварийного резервуара) → разлив нефти, нефтепродукта на ограниченной обвалованием поверхности (разлив) нефти, нефтепродукта за пределами обвалования → воспламенение (в случае мгновенного воспламенения) нефти, нефтепродукта на месте выброса, горение нефти, нефтепродукта в (за) обваловании и (или) в резервуаре (резервуарах) → в случае отсутствия мгновенного воспламенения частичное испарение нефти, нефтепродукта → при наличии струйного приподнятого над землей истечения возможно образование капельной взвеси в воздухе → образование облака взрывоопасной смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом → распространение пролива и взрывоопасного облака парогазовой смеси → попадание паро-, капельно-воздушного облака или разлитой нефти, нефтепродукта в зону нахождения источника зажигания → сгорание/взрыв взрывоопасного облака → воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (пламя, излучение и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов сгорания облака → возможное воспламенение нефти, нефтепродукта на месте выброса, горение нефти, нефтепродукта в (за) обваловании, в резервуаре (резервуарах) → воздействие горящего пролива (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения) на людей и объекты, в том числе образование факелов на дыхательной арматуре и иных негерметичностях, взрывы в соседних резервуарах (в том числе находящихся в одном обваловании), попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей и их возгорание, потеря устойчивости резервуаров, дополнительный выброс нефти, нефтепродукта в (за) обвалование, выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды → попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды → последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А1 приведено на рисунке 5 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности. Конечные ветви дерева событий, отмеченные словами "Прекращение аварии", при наличии в этих сценариях горения будут сопровождаться воздействиями, перечисленными выше в описании иных сценариев.

В случае, если такое воздействие приводит к дополнительному выбросу нефти, нефтепродукта и (или) появлению новых очагов горения как на рассматриваемом резервуаре, так и на соседних, соответствующая конечная ветвь на приведенном дереве событий будет служить отправной точкой нового дерева событий данной аварийной ситуации. Например, при горении в обваловании и потере резервуаром устойчивости необходимо рассмотреть далее также "дерево событий" для полного разрушения резервуара при наличии мгновенного воспламенения.

На рисунке 5 (и на всех последующих рисунках деревьев событий) не представлены ветвления, связанные с действиями по тушению (ликвидации) пожара. Такое ветвление происходит по двум путям:

- прекращение пожара в случае успешных действий;

- продолжение пожара в случае неудачи.

Данное ветвление учитывают при расчете условных вероятностей конечных событий, что достигается путем умножения соответствующей условной вероятности (a, 1-a) на условную вероятность успешности тушения пожара. Процедуру выполняют для каждой ветви дерева событий, на которой предпринимается соответствующее действие. Вероятность успешного тушения пожара в резервуаре принимают равной 0,3. Вероятность успешного тушения пожара за пределами резервуара принимают равной 0,05.

На рисунке 5 приняты следующие условные вероятности событий:

а) резервуар теряет целостность после появления разрушения (a) - 0,05;

б) разрушение соседних (находящихся в одном обваловании) резервуаров и дополнительный выброс нефти, нефтепродуктов (b):

- для длительных выбросов - 0;

- для залповых выбросов - 0,05;

в) пролив за пределы обвалования (c):

- при длительном выбросе - 1, если приподнятая струя, образующаяся при истечении из резервуара, выпадает за пределы обвалования и 0 в противном случае;

- при залповом выбросе - 0, если конструкция обвалования вмещает всю выброшенную нефть, нефтепродукты, исключает перехлест нефти, нефтепродукта через обвалование и его разрушение (размыв), - 1 в противном случае;

г) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) - 0,05;

д) образование дрейфующего облака ТВС (e) для всех дизтоплив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10кПа - 0, в остальных случаях - 1;

е) образование капельной взвеси нефти, нефтепродукта в атмосфере (f) для бензинов и керосинов при высоте выброса более 5м - 1; в остальных случаях - 0;

ж) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (g) - 0,05.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

42. Сценарий А2. Образование облака паров нефти, нефтепродукта при сбросе через дыхательную арматуру (большие и малые дыхания), открытые люки, в местах негерметичности сочленения пенных камер с корпусом резервуара, за счет локального испарения на зазоре плавающей крыши → загазованность окружающего пространства с образованием объемов ТВС во взрывоопасных пределах, их воспламенение → сгорание (взрыв) облака ТВС, воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (излучение, пламя и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов → образование факела на дыхательной арматуре (на зазоре) при стабилизации горения на месте выброса паров → воздействие факела на близлежащие объекты, в том числе переброс факела на дыхательную арматуру других резервуаров, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячих продуктов горения, задымление → распространение горения на весь резервуар, возможно со взрывом ТВС в резервуаре → переход горения на поверхность жидкости, возможное обрушение крыши (полное или частичное); выгорание нефти, нефтепродукта в резервуаре, воздействие на людей и соседнее оборудование (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения), в том числе горения на дыхательную арматуру других резервуаров, инициирование новых очагов горения на других резервуарах с плавающей крышей, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри резервуара, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячими продуктами горения, задымление → выброс горящей нефти, нефтепродукта из резервуара при обрушении крыши (либо при разрушении резервуара, либо при переливе горящего продукта), при проведении пенной атаки → образование "карманов", продолжение пожара → выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре → потеря резервуаром устойчивости, его полное разрушение в результате пожара.

"Дерево событий" для сценария А2 приведено на рисунке 6 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 6 приняты следующие условные вероятности событий:

а) воспламенение шлейфа паров нефти, нефтепродукта (a) - 0,05;

б) прекращение горения (b) при наличии на дыхательной арматуре исправного огнепреградителя - 1, на зазоре - 0,75, на люке - 0,2;

в) зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре (c) - 0,2 или в зависимости от надежности огнепреградителей, или с учетом способности потушить пожар на зазоре;

г) при переходе горения на резервуар, в резервуаре происходит взрыв (d) - 0,2 для резервуаров со стационарной крышей и 0 для резервуаров с плавающей крышей;

д) взрыв вызывает разрушение резервуара (в том числе обрушение крыши с переливом горящего продукта) (e) - 0,5;

е) при проведении пенной атаки произошел перелив нефти, нефтепродукта - 0,2 (без пенной атаки не задается);

ж) выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре (g) - в зависимости от обстоятельств;

и) потеря устойчивости резервуара при пожаре в нем (h) - в зависимости от обстоятельств.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

43. Сценарии А3. Образование в резервуаре ТВС (в результате испарения нефти, нефтепродукта, подсоса воздуха), инициирование смеси (заряды атмосферного и статического электричества, огневых работ, пирофорные отложения, внешний нагрев), сгорание (взрыв) ТВС внутри резервуара → поражение взрывом объектов и людей, прежде всего находившихся в резервуаре, на крыше вблизи от него (волны сжатия и разрежения - затягивание в резервуар, открытое пламя, горячие продукты взрыва, излучение) → возможное последующее разрушение резервуара, образование осколков, воздействие осколков на людей, окружающее оборудование.

Далее развитие аварий может идти по одному из вариантов:

а) нефть, нефтепродукты начинают поступать из резервуара наружу (вариант 1);

б) нефть, нефтепродукты остаются в резервуаре (вариант 2).

В случае варианта 1 дальнейшие события развиваются по сценарию А1. В случае развития по варианту 2 после взрыва в резервуаре может начаться пожар, и тогда авария будет развиваться по сценарию А2 (с момента загорания в резервуаре). Если пожар не возникает, то развитие аварийной ситуации можно считать законченным.

"Дерево событий" для сценария А3 приведено на рисунке 7 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

44. Сценарии А46 аналогичны сценариям А13, но в силу подземного расположения резервуара имеют следующие отличия:

а) выброс жидкой фазы может быть только при переполнении резервуара, и разливы при этом происходят только в специально предусмотренных местах (приямки);

б) полное разрушение резервуара и залповый выброс содержимого исключены, поскольку грунт всегда выполняет функцию стенок.

"Дерево событий" для сценария А4 приведено на рисунке 8 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 8 приняты следующие условные вероятности событий:

- мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) - 0,05;

- образование дрейфующего облака ТВС (e) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10кПа - 0, в остальных случаях - 1;

- появление на пути дрейфующего облака ТВС источника зажигания (g) - 0,05.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

"Дерево событий" для сценария А5 приведено на рисунке 9 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 9 приняты следующие условные вероятности событий:

- воспламенение шлейфа паров нефти, нефтепродукта (a) - 0,05;

- прекращение горения (b) - 0,75;

- зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре (c) - 0,2 или в зависимости от надежности огнепреградителей, или с учетом способности потушить пожар на зазоре;

- при переходе горения на резервуар в резервуаре происходит взрыв (d) - 0,2;

- взрыв вызывает разрушение резервуара (разрушение крыши) (e) - 0,5;

- при проведении пенной атаки произошел перелив нефти, нефтепродукта - 0,2 (в случае отсутствия данного варианта - пенной атаки - не задается);

- выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре (g) - в зависимости от обстоятельств.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

"Дерево событий" для сценария А6 приведено на рисунке 10 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 10 приняты следующие условные вероятности событий:

- при взрыве внутри резервуара образуются разлетающиеся элементы крыши резервуара (a) - 0,02;

- зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре при отсутствии выброса из резервуара (c) - 0,2.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

45. Сценарии А78 рассматривают емкости под давлением, в которых исключена возможность внутренних взрывов.

46. Сценарий А7. Разрушение (частичное или полное) емкости с нефтью, нефтепродуктом → поступление в окружающую среду нефти, нефтепродукта → образование и распространение пролива нефти, нефтепродукта и его частичное испарение → образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе → воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания → сгорание/взрыв облака ТВС → пожар разлития → попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды → последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А7 приведено на рисунке 11 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 11 приняты следующие условные вероятности событий:

- емкость сохраняет целостность после появления разрушения (a) - 0,95;

- разрушение ниже уровня жидкости (b) - пропорционально отношению средней высоты уровня жидкости (взлива) к высоте емкости (если нет данных, принимают 0,8);

- мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (с) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости), 0,2 для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости);

- образование дрейфующего облака ТВС (d) - для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10кПа - 0, в остальных случаях - 1;

- появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (e) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости); 0,2 - для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости);

- образование капельной взвеси (диспергированной струи) (h) - 0,7 (только в случае свищей).

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

Сценарий А8 аналогичен сценарию А7 с той разницей, что подземное расположение емкости исключает возможность полного разрушения и пролива жидкой фазы.

47. Сценарий А8. Разрушение (частичное или полное) емкости с нефтью, нефтепродуктом → поступление в окружающую среду нефти, нефтепродукта → раскрытие емкости, формирование открытого зеркала нефти, нефтепродукта и ее частичное испарение → образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе → воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания → сгорание (взрыв) облака ТВС → пожар разлития → попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды → последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А8 приведено на рисунке 12 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 12 приняты следующие условные вероятности событий:

- емкость сохраняет целостность после появления разрушения (a) - 0,95;

- разрушение ниже уровня жидкости (b) - пропорционально отношению средней высоты уровня жидкости (взлива) к высоте емкости (если нет данных, принимают 0,8);

- мгновенное воспламенение и образование горящих факелов (d) - 0,2;

- образование дрейфующего облака ТВС (e) - для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10кПа - 0, в остальных случаях - 1;

- появление на пути дрейфующего облака ТВС источника зажигания (f) - 0,05 для полного разрушения; 0,2 для частичного.

- образование капельной взвеси (диспергированной струи) (h) - 0,7 (только в случае свищей).

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

48. Сценарий А9. Разрушение (частичное или полное) насосного агрегата или подводящего трубопровода → поступление (в том числе в помещение) нефти, нефтепродукта с температурой окружающей среды → распространение пролива нефти, нефтепродукта в помещении (за его пределами) и ее частичное испарение → образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе → воспламенение паровоздушной смеси, разлитой нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания → сгорание (взрыв) облака ТВС и возможное последующее горение разлитой нефти, нефтепродукта → пожар → разрушение насосной, попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды → последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А9 приведено на рисунке 13 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рисунке 13 приняты следующие условные вероятности событий:

- возможность образования капельной смеси (a) - 0,3;

- мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (факелов) (b) - 0,05;

- образование ТВС (c) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 3кПа (насосы в помещении) и 10кПа (насосы в открытой площадке) - 0, в остальных случаях - 1;

- появление на пути дрейфующего облака ТВС источника зажигания (d) - 0,05.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП.

49. Сценарий А10. Разрушение (частичное или полное) технологического трубопровода (трубопроводной арматуры камеры приема и пуска СОД) → поступление в окружающую среду нефти, нефтепродуктов с температурой окружающей среды → образование и распространение пролива нефти, нефтепродуктов, его частичное испарение → образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе → воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания → сгорание (взрыв) облака ТВС → пожар разлития → попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды → последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" на технологическом трубопроводе полностью аналогично дереву событий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, рисунок 13 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

50. Основными поражающими факторами в случае аварий на площадочных сооружениях являются:

- ударная волна;

- тепловое излучение;

- открытое пламя и горящая нефть, нефтепродукт;

- токсичные продукты горения (в том числе с высокой температурой);

- осколки разрушенного оборудования, обрушения зданий и конструкций.

51. Перечисленные сценарии аварий включают и сценарии, развитие которых сопровождается так называемым "эффектом домино". Этот эффект учитывают на последних этапах развития аварий - последующее развитие аварий в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Переход аварийной ситуации с одной емкости на другую возможен при:

- разлете осколков (или отдельных элементов конструкции) и разрушении этими осколками соседних емкостей;

- охватывании пламенем емкости и потере устойчивости конструкций этой емкости;

- нагреве емкости тепловым излучением и потере устойчивости конструкций этой емкости;

- нагреве емкости тепловым излучением или пламенем и внутреннем взрыве в емкости вследствие нагрева;

- контакте пламени с загазованной областью с концентрацией выше НКПР (таким образом, может передаваться горение с дыхательного клапана одного резервуара на дыхательный клапан другого резервуара);

- выбросе горящей нефти, нефтепродукта, разлете искр и нагретых элементов по территории, прилегающей к месту аварий.

52. Аварии на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП могут развиваться по схеме, приведенной на рисунке 14 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

При использовании изложенных сценарных схем развития аварий учитываются свойства нефти, нефтепродукта, поскольку некоторые физические процессы могут происходить, только если характеристики жидкой фазы лежат в определенном диапазоне, в связи с чем рекомендуется учитывать следующее:

- для дизельного топлива реализуется только один вариант горения - горение пролива;

- облака ТВС образуются только при проливах бензина, керосина и нефтей с высоким давлением насыщенных паров (более 10кПа);

- горящие факелы возможны только на бензине, керосине и нефти (при свищах);

- огненные шары образуются только на емкостях с бензином, керосином и иными нефтепродуктами с низкой температурой кипения.

V. Количественная оценка риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов. Оценка частоты возможных сценариев аварий

53. Оценку ожидаемых частот аварий на объектах ОПО МН и МНПП рекомендуется проводить на основе официальных данных по расследованию аварий с разгерметизацией ЛЧ ОПО МН и МНПП, технических устройств и сооружений, сопровождаемых выбросом нефти или нефтепродуктов при эксплуатации объектов ОПО МН и МНПП, или в соответствии с нормативными документами, утвержденными или согласованными Ростехнадзором или МЧС России.

54. При оценке частоты аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП рекомендуется учитывать:

- статистические данные Ростехнадзора по количеству, частоте разгерметизации ОПО МН и МНПП и причинам аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации с разными технологическими параметрами;

- влияние на возможность разгерметизации ОПО МН и МНПП различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплуатационных, срока эксплуатации, антропогенных и других факторов, изменяющихся вдоль трассы ОПО МН и МНПП.

55. Для оценки частоты аварий на произвольных участках ОПО МН и МНПП применяются методики, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий с помощью системы коэффициентов и балльных оценок, учитывающих неравнозначное влияние факторов в соответствии с приложениями №5 и №6 к настоящему Руководству по безопасности. При расчете используется принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП с помощью специально выстроенной системы из пяти групп факторов влияния с установленными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов, который можно применять для сухопутных участков и подводных переходов ОПО МН и МНПП как при наличии результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.

56. Оценку частот (вероятности) разгерметизации оборудования на площадочных сооружениях проводят в соответствии с методическими документами Ростехнадзора.

57. Частоту развития аварий по тому или иному сценарию аварий вычисляют перемножением частоты возникновения аварий, определенной в соответствии с пунктами 55 и 56 настоящего Руководства по безопасности, на условные вероятности сценариев, указанные в пункте 32, с учетом количества единиц оборудования.

Оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий

58. Для оценки последствий аварий для каждого рассматриваемого сценария определяют вероятные зоны действия поражающих факторов аварий в соответствии с приложением №7 к настоящему Руководству по безопасности.

59. Для каждого рассматриваемого сценария производят расчет количества пострадавших от аварий и максимально возможного числа потерпевших с учетом времени пребывания в зоне поражения (в том числе, при необходимости, максимально возможного количества потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий на ОПО - МВКПл, МВКПп), которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей зоне действия поражающих факторов аварий (исходя из принципа "поглощения" большей опасностью всех меньших опасностей). Определение числа пострадавших от аварий приведено в Руководстве по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденном приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016г. №144.

60. Величину ожидаемого ущерба при аварии определяют в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах (РД 03-496-02), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 29 октября 2002г. №63. Расчет платы за загрязнение окружающей среды рекомендуется проводить в соответствии с действующими нормативными правовыми актами в области охраны окружающей среды.

Пример расчета платы за загрязнение почв, водных объектов и атмосферного воздуха приведен в приложении №9 к настоящему Руководству по безопасности.

Расчет показателей риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

61. Величину потенциального риска вдоль оси однониточного трубопровода Rпот(x0,r0), год-1 в определенной точке с координатами (x0,r0), где координата x0 - координата вдоль оси трубопровода, км, r0 - координата по оси, перпендикулярной оси трубопровода, расположенной на расстоянии r0, км от оси ОПО МН и МНПП определяют по формуле

   ,

где

λ(x) - удельная частота разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП в точке с координатой х вдоль оси ОПО МН и МНПП, год-1·км-1;

Qk - условная вероятность реализации k-го сценария развития аварий;

vуязkj(x0,y0) - коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (x0,r0) от j-го поражающего фактора, который может реализоваться в ходе k-го сценария аварии и зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся от 0 (человек неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия);

Фk(x0,r0) - количество поражающих факторов, которые могут действовать одновременно при реализации k-го сценария в точке с координатами (x0,r0) и который определяется в соответствии с рекомендациями Руководства по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденного приказом Ростехнадзора от 11.04.2016 №144.

Qпорkj(x0,y0) - условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (x0,r0) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-том сценарии развития аварий, произошедшей в точке ОПО МН и МНПП c координатой x.

Способ определения удельных частот различных типов разгерметизации ОПО МН и МНПП приведен в пунктах 52-56 настоящего Руководства по безопасности, условной вероятности реализации сценариев - в пунктах 22-51 настоящего Руководства по безопасности.

Верхнюю и нижнюю границы интегрирования xmin и xmax определяют таким образом, что ни для одного возможного сценария аварий в точках с координатой менее xmin или с координатой более xmax вдоль оси трубопровода зоны действия поражающих факторов не будут распространяться на точку территории с координатами (x0,r0).

При определении потенциального риска для многониточного трубопровода или для участка с лупингами значения потенциального риска от каждой нитки трубопровода в точке территории рассчитывают по формуле, приведенной в данном пункте, а итоговое значение потенциального риска в точке принимают равным сумме значений потенциального риска от каждой нитки.

62. Величину потенциального риска Rпот(x,y), год-1, в определенной точке (x,y) на территории площадочного объекта и в селитебной зоне вблизи площадочного объекта рекомендуется определять по формуле

   ,

где

I - число сценариев развития аварий;

Qj - частота реализации в течение года i-го сценария развития аварий, год-1.

Условные вероятности поражения человека Qпорij(x,y) определяют в соответствии с приложением №7 к настоящему Руководству по безопасности. Частоту реализации сценария развития аварий вычисляют перемножением частоты возникновения аварий, определенной в соответствии с пунктами 52-56 настоящего Руководства по безопасности, на условную вероятность сценария, определенную в пунктах 22-51 настоящего Руководства по безопасности для каждой единицы оборудования.

63. Величину индивидуального риска Ri, год-1, для i-го работника объекта при его нахождении на территории объекта определяют по формуле

Ri = ΣjqjiRпот(j)   ,   (j=1,...,G)   ,

где

qji - вероятность присутствия i-го работника в j-той области территории;

Rпот(j) - величина потенциального риска в j-той области территории, год-1.

Вероятность qji определяют долей времени нахождения рассматриваемого человека в определенной области территории.

64. Индивидуальный риск для жителей населенных пунктов и иных объектов с размещением людей определяют в соответствии с формулой, приведенной в пункте 63 настоящего Руководства по безопасности, заменяя слово "работник" словом "житель" и принимая при расчете потенциального риска vуязkj равным единице. Если не представляется возможным оценить вероятность присутствия жителя в каждой области территории, величину индивидуального риска принимают равной значению потенциального риска в жилой, общественно-деловой или рекреационной зонах.

Аналогичным образом можно определять значения индивидуального риска для иных групп лиц (работников соседних предприятий, посетителей мест массового скопления людей, пассажиров железнодорожного и автотранспорта) с учетом vуязkj, определяемого в соответствии с Руководством по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах".

65. Величины ожидаемого ущерба (коллективный риск, ожидаемые утечки и потери нефти, нефтепродукта при аварии, ожидаемый экологический ущерб) для всего объекта, его составляющих или отдельных участков определяют по формуле

R = ΣjNjQj   ,   (j=1,...,J)   ,

где

J - число сценариев развития аварий для всего объекта, его отдельных составляющих или отдельных участков соответственно;

Qj - частота реализации в течение года j-го сценария развития аварий, год-1, определяемая в соответствии с пунктами 52-56 настоящего Руководства по безопасности;

Nj - ожидаемый ущерб (объем разлива нефти, число погибших) при реализации j-го сценария в соответствии с приложением №8 к настоящему Руководству по безопасности.

Величины коллективного риска, характеризующие ожидаемые потери (людей, нефти, нефтепродуктов, экологии) определяют по формулам:

- при определении коллективного риска Rколл чел./год, - ожидаемого числа погибших в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (j=1,...,J):

Rколл = ΣjNjср.гибQj   ,   (j=1,...,J)   ;

- при определении ожидаемых потерь нефти, нефтепродукта Rm, т/год, - ожидаемой массы потерянной нефти в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (j=1,...,J):

Rm = ΣjVjQj   ,   (j=1,...,J)   ;

- при определении экономического ущерба RY, тыс.руб./год, - ожидаемого ущерба в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (j=1,...,J):

RY = ΣjYjQj   ,   (j=1,...,J)   ;

- при определении экологического риска RЭп, тыс.руб./год - ожидаемого экологического ущерба в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (j=1,...,J):

RЭп = Σjэ)jQj   ,   (j=1,...,J)   .

66. Социальный риск рекомендуется рассчитывать в соответствии с Руководством по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах".

67. Максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий на опасном объекте, определяется как наибольшее из значений величин максимально возможного количества потерпевших для различных сценариев и групп потерпевших лиц, определенных в соответствии с пунктами 58-60 настоящего Руководства по безопасности.

Определение степени опасности участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

68. На этапе: "Определение степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП" проводится:

- ранжирование участков и составляющих ОПО МН и МНПП по показателям риска аварий;

- сравнение показателей риска аварий участков и составляющих ОПО МН и МНПП со среднестатистическим (фоновым) уровнем и установление степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

Ранжирование участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов по показателям риска аварий

69. Ранжирование участков и составляющих ОПО МН и МНПП по основным опасностям аварий осуществляют для однотипных участков и составляющих ОПО МН и МНПП по характерным для них основным показателям риска аварий в соответствии с разделом II настоящего Руководства по безопасности.

70. Для ранжирования участков ЛЧ ОПО МН и МНПП строят зависимость характерных показателей риска аварий ЛЧ-2, ЛЧ-3, ЛЧ-4, ЛЧ-6, ЛЧ-7, ЛЧ-8, ЛЧ-9 и ЛЧ-11 вдоль всей трассы по форме, изображенной на рисунке 15 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности, где R(n) - один из показателей риска для n-го участка, xn - расстояние от начала трассы для n-го участка.

71. Для ранжирования составляющих площадочных объектов ОПО МН и МНПП составляют таблицу с полным перечнем рассмотренных составляющих, сгруппированных по типам (насосное оборудование, резервуары и иное емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ), и с указанием рассчитанных показателей риска аварий в порядке убывания средней массы потерь нефти, нефтепродукта при наиболее опасном сценарии аварий. Отдельно указывают составляющие, имеющие максимальные значения по другим показателям (за исключением Пл-16).

Сравнение показателей риска аварий участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов со среднестатистическим (фоновым) уровнем. Установление степени опасности участков и составляющих на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

72. На основе ранжирования участков и составляющих ОПО МН и МНПП по рассчитанным количественным показателям риска аварий устанавливают степень опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

Опасность аварий на участках и составляющих ОПО МН и МНПП устанавливают относительным сравнением со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварий по следующим степеням:

- низкая;

- средняя;

- высокая;

- чрезвычайно высокая.

73. Для участков ЛЧ ОПО МН и МНПП степень опасности аварий определяют различием между рассчитанным для участка значением показателя риска аварий и среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварий R5лет по критериям, приведенным в таблице №3 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

74. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварий для ЛЧ ОПО МН и МНПП R5лет определяют на этапе планирования организации работ как среднегодовое значение показателя риска аварий за последний пятилетний период рассмотрения на ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации.

75. Примеры определения критериев степени опасности участков ЛЧ ОПО МН и МНПП, где в качестве показателей опасности использованы удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта и экологический ущерб от аварий за год, приведены в таблицах №4 и №6 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности. Для ЛЧ ОПО МН и МНПП указанные дополнительные показатели риска аварий являются типовыми.

76. Иллюстрация формы представления распределения суммарной длины участков Ls трассы по показателю риска аварий R приведена на рисунке 16 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

В случае однокилометровых сухопутных участков вместо суммарной длины участков Ls используют общее количество таких участков.

При отсутствии достоверных сведений о среднестатистическом (фоновом) уровне риска аварий для какого-либо показателя риска аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП критерии степени опасности устанавливают исходя из значений данного показателя, рассчитанных для участков всей трассы на этапе "Количественная оценка риска аварий на ОПО МН и МНПП". Для этого полный интервал изменения показателя риска {Rmin, Rmax} разделяют по критериям степени опасности на ЛЧ ОПО МН и МНПП, приведенным в таблице №6 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

77. Для площадочных объектов (составляющих) ОПО МН и МНПП степень опасности аварий определяют показателем максимально возможного количества потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий (в том числе смертельно травмированных), по критериям, приведенным в таблице №7 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности.

78. Для сопоставительной оценки степени опасности разливов нефти и нефтепродуктов в водные объекты при авариях на ОПО МН и МНПП можно использовать данные международной статистики, например, по аварийным разливам при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами.

Сопоставительные критерии степени опасности аварий при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами приведены в таблице №8 приложения №3 к настоящему Руководству по безопасности (на основе данных "The International Tanker Owners Pollution Federation").

Рекомендации по снижению риска аварий

79. Разработка необходимых рекомендаций по снижению риска аварий является заключительным этапом процедуры количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП. Рекомендации основываются на результатах идентификации опасностей аварий, количественной оценке риска аварий на ОПО МН и МНПП и определении степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

Необходимость разработки рекомендаций по снижению риска аварий безусловна только для чрезвычайно опасных участков и составляющих ОПО МН и МНПП. Для высоко- и среднеопасных участков и составляющих ОПО МН и МНПП необходимость разработки рекомендаций обусловлена имеющимися ресурсами на внедрение дополнительных мероприятий (мер, групп мер) по обеспечению безопасности технического и (или) организационного характера.

80. Рассчитанные показатели риска аварий на объектах ЛЧ ОПО МН и МНПП (участках) и площадочных сооружениях (составляющих) ОПО МН и МНПП используют для обоснования приоритетов в мероприятиях по оптимальному обеспечению безопасного функционирования ОПО МН и МНПП в условиях опасности возможного возникновения промышленных аварий (риск-ориентированный подход).

Необходимые рекомендации по снижению риска аварий разрабатываются в форме проектных решений или планируемых мероприятий (мер, групп мер) по обеспечению безопасности технического и (или) организационного характера.

81. Для оценки эффективности возможных мер (групп мер) по обеспечению безопасности ОПО МН и МНПП решают следующие альтернативные оптимизационные задачи:

- при заданных ресурсах выбирают оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих максимальное снижение риска аварий на ОПО МН и МНПП;

- минимизируя затраты, выбирают оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих снижение риска аварий до значений, исключающих долгосрочную эксплуатацию чрезвычайно опасных участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

82. Меры (группы мер) обеспечения безопасности должны уменьшать возможность и (или) смягчать тяжесть последствий возможных аварий. К приоритетным необходимым рекомендациям по снижению риска аварий относят меры по обеспечению безопасности, направленные преимущественно на предупреждение аварий (уменьшение возможности возникновения инцидентов и аварий).

83. Меры по уменьшению вероятности возникновения аварийной ситуации на ОПО МН и МНПП включают:

- меры по уменьшению вероятности возникновения инцидента;

- меры по уменьшению вероятности перерастания инцидента в аварийную ситуацию.

84. Меры по уменьшению тяжести последствий аварий на ОПО МН и МНПП имеют следующие приоритеты:

- меры, предусматриваемые при проектировании опасного объекта (например, выбор несущих конструкций, запорной арматуры);

- меры, относящиеся к системам противоаварийной защиты и контроля (например, применение газоанализаторов);

- меры, касающиеся готовности эксплуатирующей организации к локализации и ликвидации последствий аварий.

85. Основными мероприятиями по снижению риска аварий на ОПО МН и МНПП являются:

- применение повышенных толщин стенки трубы (по сравнению с расчетами по "СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*", утвержденный приказом Госстроя России от 25 декабря 2012г. №108/ГС (далее - СП 36.13330.2012) и материалов повышенной прочности;

- прокладка ОПО МН и МНПП методом "труба в трубе" на наиболее опасных участках;

- сверхнормативное (по сравнению с СП 36.13330.2012) заглубление ОПО МН и МНПП;

- оптимизация проведения внутритрубной диагностики и выборочного ремонта (ремонта по техническому состоянию);

- применение современной системы обнаружения утечек и несанкционированных врезок;

- повышенные требования к качеству строительно-монтажных работ, включая контроль поставляемой продукции на заводе-изготовителе, заводских испытаний, доставки, погрузки (разгрузки), складирования, хранения, монтажа, испытаний;

- проведение периодических испытаний на прочность и герметичность эксплуатируемого ОПО МН и МНПП;

- повышение эффективности охраны ОПО МН и МНПП и мер защиты от вандализма и терроризма;

- ограничение площадей возможных аварийных разливов нефти, нефтепродукта за счет возведения инженерных сооружений (траншей, дамб, валов);

- проведение внутритрубной диагностики после завершения строительства ОПО МН и МНПП;

- увеличение объема контроля качества сварных стыков различными методами неразрушающего контроля.

VI. Оформление результатов количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

86. Результаты количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП рекомендуется оформлять таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены квалифицированными специалистами, которые не участвовали при первоначальной процедуре количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП.

87. Процесс и результаты работ по количественному анализу риска аварий на ОПО МН и МНПП документируют в виде отчета по анализу риска аварий на ОПО МН и МНПП в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденными приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013г. №520.

 

Приложение №1

Перечень используемых сокращений и обозначений

В настоящем Руководстве по безопасности используются следующие сокращения и обозначения:

А(х)площадь поперечного сечения ОПО МН и МНПП в общем случае переменная по трассе, м2;
АВБаварийно-восстановительная бригада;
ВИПвнутритрубный инспекционный прибор;
ВКПРверхний концентрационный предел распространения пламени;
ГИСгеографическая информационная система;
Грi/Гр*iгруппа факторов влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварий;
ЖБРжелезобетонный резервуар;
ОПОопасный производственный объект;
КОкилометровая отметка (трассы ОПО МН и МНПП);
Ксбкоэффициент сбора;
ЛЧлинейная часть;
МВКПлмаксимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий на ОПО - максимально возможное количество потерпевших (в том числе погибших) при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в том числе погибших) в зоне действия поражающих факторов аварий, чел.;
МВКПпмаксимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий на ОПО - максимально возможное количество потерпевших (в том числе погибших) при авариях на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в том числе погибших) в зоне действия поражающих факторов аварий, чел.;
МНмагистральный нефтепровод;
МНППмагистральный нефтепродуктопровод;
НКПРнижний концентрационный предел распространения пламени;
Ннасплотность населения в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы, чел./км2;
НПСнефтеперекачивающая станция;
ПЛРНплан по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
РПрезервуарный парк;
СМРстроительно-монтажные работы;
СОДсредства очистки и диагностики;
СТАсистемы телемеханики и автоматики;
ТВСтопливно-воздушная смесь;
Уээкологический ущерб, млн. руб.;
Уатмущерб окружающей среде от загрязнения атмосферы, млн. руб.;
Уводущерб окружающей среде от загрязнения водных объектов, млн. руб.;
Уземущерб окружающей среде от загрязнения почв, млн. руб.;
ЭХЗэлектрохимическая защита;
Bij/B*ijбалльная оценка j-ого фактора в i-й группе для эксплуатируемых (проектируемых) участков ОПО МН и МНПП (по 10-балльной шкале);
B(m)ij/B(m)*ijбалльная оценка составляющей m фактора Fij/F*ij;
Bnбалльная оценка n-ого участка трассы ОПО МН и МНПП;
Bсрсредняя балльная оценка трассы ОПО МН и МНПП, полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы (n от 1 до N);
сскорость распространения звука в нефти (нефтепродукте), м/с;
Dвнутренний диаметр МН и МНПП, м;
D1внутренний диаметр МН и МНПП до места разрушения, м;
D2внутренний диаметр МН и МНПП после места разрушения, м;
DNноминальный диаметр МН и МНПП;
dрэффективный диаметр отверстия разгерметизации трубопровода, полагаемый при полном разрушении равным внутреннему диаметру трубопровода, м;
Емасса топлива, участвующая в энерговыделении;
Е0(х,t)удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери внутренней энергии при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, Дж/с/м;
Fплощадь поверхности пролива, м2;
F(х)социальный риск, год-1;
F(Nj)сумма частот сценариев с ожидаемым числом погибших не менее Nj;
Fij/F*ijфактор влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварий (i - номер группы, j - номер фактора в группе);
Fnбалльная оценка соответствующих отрезков рассматриваемого участка ОПО МН и МНПП;
f(m)ij/f(m)*ijсоставляющая m фактора Fij/F*ij;
Gчисло областей объекта, в каждой из которых величину потенциального риска можно считать постоянной;
GLначальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный МН и МНПП, кг/с;
gускорение свободного падения, м/с2;
Ннапор, м;
Ннасплотность населения, чел./км2;
Нпрприведенная толщина, мм;
Нснтолщина стенки, мм;
Нээффективная толщина, мм;
hвфактическая глубина водоема над самым мелкозаглубленным (в грунт) участком перехода, м;
hгртолщина слоя грунта над верхней образующей ОПО МН и МНПП, м;
hдоптолщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия ОПО МН и МНПП, м;
hLвысота столба жидкости, м;
Iимпульс, кг·м/с;
I0(x,t)удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери импульса при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с22;
Jчисло сценариев развития аварий соответственно для всего объекта, его отдельных составляющих или отдельных участков;
K0(х)число сценариев развития аварий в точке с координатой х вдоль оси ОПО МН и МНПП;
kвлкоэффициент показывающий, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке λn отличается от среднестатистической для данной трассы λ̅ ;
kннкоэффициент, учитывающий способ прокладки;
knкоэффициент прочности;
Lмаксимальная дальность дрейфа облака ТВС в направлении ветра, м;
L'расстояние, на котором достигается максимальная ширина облака, м;
Liдлина i-го участка ОПО МН и МНПП от запорного устройства до места разгерметизации, м;
Lобщобщая протяженность эксплуатируемых ОПО МН и МНПП, км;
Lрхарактерный линейный размер дефектного отверстия, мм;
Lрегпротяженность ОПО МН и МНПП, эксплуатируемых организацией, км;
Lнпротяженность участка ОПО МН и МНПП, км;
Lnдлина n-го участка трассы ОПО МН и МНПП, полученная в результате деления трассы ОПО МН и МНПП на участки, км;
Lsсуммарная длина участков, км;
lразмер пролива в направлении ветра, м;
M0(х,t)удельная (на единицу длины трубы) интенсивность выброса нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с/м;
MАсредняя масса утечек нефти при аварии, т;
Мiмасса выброса одного загрязняющего вещества в атмосферу, т;
mмасса горючего вещества, участвующего в образовании огненного шара, кг;
mА, mасредняя масса потерь нефти при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, т;
mа-разгмасса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, кг;
Асредняя масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т;
N(x)число сценариев Сj при которых гибнет не менее x человек;
N (Nс)возможное число пострадавших (в том числе погибших) при наиболее опасном сценарии аварий на площадочном объекте ОПО МН и МНПП (среди персонала и третьих лиц), чел.;
nчисло участков ОПО МН и МНПП, связанных с местом разгерметизации;
n (nс)возможное число пострадавших (в том числе погибших) при наиболее вероятном сценарии аварий (в том числе среди персонала и третьих лиц), чел.;
Njожидаемый ущерб (объем разлива нефти, число погибших) при реализации j-го сценария в соответствии с приложениями №8 и №9 к настоящему Руководству по безопасности;
Nближайшее большее целое число к значению ожидаемого числа погибших Nj при реализации j-го сценария;
Nuгрчисло Нуссельта;
Pдавление, Па;
Pвнвнутреннее давление в резервуаре, Па;
Рсосредненное по сечению давление нефти (нефтепродукта) в ОПО МН и МНПП, Па;
Prпробит-функция;
Р(а)величина потенциального риска в точке (а), год-1;
Р(x0, r0)величина потенциального риска вдоль оси ОПО МН и МНПП в определенной точке с координатами (x0, r0), год-1;
PАчастота возникновения аварий, год-1;
Pгибусловная вероятность поражения;
Pгиб-вверхняя граница условной вероятности поражения человека на ограниченной территории;
Pгиб-ннижняя граница условной вероятности поражения человека на ограниченной территории;
Pнардавление снаружи ОПО МН и МНПП, Па;
Pрабрабочее давление в ОПО МН и МНПП, Па;
PЭфчастота возникновения аварий, связанных с возникновением поражающего эффекта (взрыв, пожар или огненный шар), год-1;
P0давление при нормальных условиях, Па;
pHкислотность грунта;
pвнутрвнутреннее давление в трубопроводе, Па;
pнарнаружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;
pувакуумметрическое давление паров нефти, нефтепродукта, Па;
ΔРизбыточное давление волны давления, Па;
ΔРRнапор столба жидкости в резервуаре, Па;
Qинтенсивность теплообмена с окружающей средой, Дж/м/с;
Qпорkj(x,x0,r0)условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (x0,r0) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-ом сценарии развития аварии, произошедшей в точке ОПО МН и МНПП c координатой x.
Qiчастота реализации в течение года i-го сценария развития аварий, год-1.
Qkусловная вероятность реализации k-го сценария развития аварий;
Q0расход нефти, нефтепродукта, м3/ч;
Qdj(a)условная вероятность поражения человека в точке (а) в результате реализации j-го сценария развития аварий, отвечающего определенному инициирующему аварию событию;
qудельная величина выбросов углеводородов в атмосферу с поверхности нефти (нефтепродукта), г/(с·м2);
qijдоля j-ого фактора в i-той группе;
qjiвероятность присутствия i-го работника в j-той области территории;
q(x,y)доля времени нахождения людей в точке х,у ;
Rрадиус зоны избыточного давления при взрыве ТВС, м;
Reчисло Рейнольдса;
R(n)один из показателей риска для n-ого участка;
Rиндиндивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лиц, год-1;
Rколлколлективный риск гибели (смертельного поражения) человека при аварий (среднегодовое ожидаемое число погибших среди персонала и третьих лиц), чел./год;
RНС1частота гибели одного и более человека при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями), год-1;
RНС10частота гибели 10 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год-1;
RНС50частота гибели 50 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год-1;
Rпотпотенциальный территориальный риск гибели человека от аварий (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварий в данной точке территории) - частота возникновения смертельно поражающих факторов аварий (потенциальный территориальный риск аварий), год-1;
Rпот(j)величина потенциального риска в j-той области территории, год-1;
RЭпожидаемый экологический ущерб (экологический риск), тыс.руб./год;
RЭ1000удельный ожидаемый экологический ущерб от аварий, млн.руб./(1000км·год);
R Lмаксимальный размер зоны поражения при взрыве с учетом дрейфа облака ТВС, м;
Rmожидаемая масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т/год;
Riвеличина индивидуального риска, год-1;
Rm1000удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии, т/(1000км·год);
RYожидаемый ущерб от аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, тыс.руб./год;
R Y1000удельный ожидаемый ущерб от аварий, млн. руб./(1000 км·год);
R5летсреднестатистический (фоновый) уровень частоты разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП (среднее значение за последние пять лет);
rполуширина облака ТВС, м;
r0координата по оси перпендикулярной оси ОПО МН и МНПП, км;
Sплощадь загрязненного участка, м2;
S0площадь поперечного сечения трубы ОПО МН и МНПП, м2;
Sнпобщая площадь населенного пункта, попадающего в зону действия поражающих факторов, км2;
Sнп-з"поражаемая" площадь населенного пункта, попадающая в зону действия поражающих факторов и определяемая соответствующим критерием поражения, км2;
Sразмаксимальная площадь разлива, м2;
Sэффэквивалентная площадь дефектного отверстия, м2;
Sjплощадь отверстия разгерметизации, м2;
Ттемпература нефти (нефтепродукта), °C;
Тсртемпература окружающей среды, °C;
tвремя, с;
tэкспэффективное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с;
t0характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с;
tразвремя окончания заполнения места скопления нефти, с;
uосредненная по сечению скорость нефти (нефтепродукта) в ОПО МН и МНПП, м/с;
uсрсредняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с;
u1скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;
u2скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;
Vобщий объем вытекшей нефти (нефтепродукта), м3;
Vрезобъем резервуара, м3;
Vгскорость горения, м/с;
Vразобъем разлива нефти, нефтепродукта, м3;
VRобъем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м3;
V1объем нефти, нефтепродуктов, вытекших в напорном режиме с момента повреждения до остановки перекачки, м3;
V2объем нефти, нефтепродукта, вытекших в безнапорном режиме, с момента остановки перекачки до перекрытия потока трубопроводной арматурой, м3;
V3объем нефти, нефтепродукта, вытекших с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки, м3;
xрасстояние от начала ОПО МН и МНПП, м;
х,расстояние от места расположения человека до безопасной зоны (зона, где интенсивность теплового излучения меньше 4кВт/м2), м;
x0координата вдоль оси ОПО МН и МНПП, км;
xnрасстояние от начала трассы для n-ого участка, м;
x*координата по трассе места разрушения, м;
х1координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;
х2координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;
YА, Yасредний размер ущерба при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, тыс.руб.;
Асредний размер ущерба от аварий, тыс.руб.;
Yпотери основных производственных фондов, тыс.руб.;
Y$mсредние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражении, тыс.руб.;
Y$оссредний размер платы за загрязнение окружающей среды при аварии, тыс.руб.;
zнивелирная отметка трассы, м;
zзеруровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится нефть, нефтепродукт (зеркало жидкости), м;
zшершероховатость внутренней поверхности МН и МНПП;
z1(t)уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;
z2(t)уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;
αткоэффициент теплопередачи нефти, нефтепродукта с окружающей средой, Вт/м2К;
αвоздкоэффициент теплопередачи воздуха, Вт·К/м2;
βлокальный угловой коэффициент трассы МН и МНПП;
δрасчрасчетное значение толщины стенки МН и МНПП, мм;
δфактфактическое значение толщины стенки МН и МНПП, мм;
εудельная внутренняя энергия, Дж/кг;
λинтенсивность (среднестатистическая частота) аварии на ОПО МН и МНПП, 1/(1000км·год);
λтркоэффициент трения;
λ̅удельная частота аварий на ОПО МН и МНПП, 1/(1000км·год);
λгр, λснкоэффициенты теплопроводности, Вт/(м·К);
λтр(Re)коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе;
λ(х)удельная частота разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП в точке с координатой х вдоль оси ОПО МН и МНПП, год-1·км-1;
λсчастота образования дефектного отверстия;
λсmудельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера, аварий/(км·год);
λnудельная частота (вероятность) аварий на отдельных участках ОПО МН и МНПП, 1/(1000км·год);
Λмнрассчитанная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, год-1;
Λ1000рассчитанная удельная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, 1/(1000км·год);
μдинамический коэффициент вязкости нефти (нефтепродукта), Н·с/м2;
μикоэффициент истечения;
μl(x,y)функция, описывающая территориальное распределение людей в некоторый произвольный интервал времени в пределах зоны действия поражающих факторов;
vкинематический коэффициент вязкости, м2/с;
vуязkj(x,y)коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (x,y) от j-го поражающего фактора, который может реализоваться в ходе k-го сценария аварий и зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварий, и изменяющийся от 0 (человек неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия);
ξпараметр (коэффициент) для различных типов ВИП;
ρосредненная по сечению плотность, кг/м3;
ρгудельное сопротивление грунта, Ом·м;
ρiдоля i-той группы факторов;
ρLплотность нефти (нефтепродукта), кг/м3;
ρ0плотность нефти (нефтепродукта) при нормальных условиях, кг/м3;
τрасчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;
τкитвремя, прошедшее с момента проведения последних измерений с помощью выносного электрода, лет;
τснвремя, прошедшее со дня последнего пропуска ВИП, лет;
τэкспэффективное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с.

 

Приложение №2

Термины и их определения

В настоящем Руководстве по безопасности используются следующие термины с соответствующими определениями:

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (статья 1 Федерального закона от 21 июля 1997г. №116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").

Анализ риска аварий - процесс идентификации опасностей и оценки риска аварий на опасном производственном объекте для отдельных лиц или групп людей, имущества или окружающей природной среды.

Взрыв - неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разрушительным последствиям.

Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта (декларация) - документ, в котором представлены результаты всесторонней оценки риска аварий, анализа достаточности принятых мер по предупреждению аварий и по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте.

"Дерево событий" - логическая схема причинно-следственных закономерностей развития аварийной ситуации, показывающая последовательность событий, исходящих из основного события (разгерметизации оборудования).

Жилые, общественно-деловые или рекреационные зоны вокруг магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) - прилегающие к охранным зонам магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) территории и акватории с возможным пребыванием человека или массовым скоплением людей (населенные пункты, автомобильные и железные дороги, маршруты водного транспорта, туристические маршруты, людские тропы, кладбища, ярмарки, объекты религиозных культов, площадки концертов).

Идентификация опасностей аварий - процесс выявления и признания, что опасности аварий на опасном производственном объекте существуют, и определения их характеристик.

Инцидент на магистральном нефтепроводе - отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от установленного режима технологического процесса на объектах магистрального нефтепровода.

"Карман" - объем, в котором горение и прогрев жидкости, а также тепломассообмен при подаче воздушно-механической пены происходит независимо от остальной массы горючего в резервуаре.

Линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) - составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), состоящего из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия), установок электрохимической защиты от коррозии, сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений, предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).

Магистральный нефтепровод - инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

Обвалование - сооружение в виде земляного вала или ограждающей стенки, вокруг резервуарного парка или емкостей насосных станций для защиты окружающей территории от аварийного разлива нефти (нефтепродуктов).

Опасность аварий - угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуществу и (или) окружающей среде вследствие аварий на опасном производственном объекте.

Примечание. Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разрушения сооружений и (или) технических устройств, выброса, разлива опасных веществ, взрывом и (или) выбросом опасных веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и (или) нанесением вреда окружающей среде.

Опасные вещества - воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества и вещества, представляющие опасность для окружающей среды, указанные в приложении 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997г. №116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".

Опасные производственные объекты - предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в приложении 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997г. №116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".

Оценка риска аварий - процесс, используемый для определения вероятности (или частоты) и степени тяжести последствий реализации опасностей аварий для здоровья человека, имущества и (или) окружающей природной среды.

Примечание. Оценка риска включает анализ вероятности (или частоты), анализ последствий и их сочетания.

Количественный анализ риска аварий на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) - количественная оценка показателей риска аварий на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) для сравнения их со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска и установления степени опасности ("Малая", "Средняя", "Высокая", "Чрезвычайно высокая") участков и составляющих магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

Площадочное сооружение магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) - составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), представляющая собой комплексный технологический объект, включающий в себя здания, строения и сооружения и предназначенный для приема, накопления, хранения, учета и перевалки на другой вид транспорта жидких углеводородов, транспортируемых по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу) - нефтеперекачивающая станция, резервуарный парк, перевалочная нефтебаза и их комбинации.

Подводный переход - линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной 10м и более по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5м.

Потеря нефти (нефтепродуктов) - количество нефти (нефтепродуктов), равное разнице между объемом нефти (нефтепродуктов), вытекших из поврежденного трубопровода, и объемом нефти (нефтепродуктов), собранных в результате работ по локализации и ликвидации последствий аварии.

Риск аварий - мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварий на опасном производственном объекте и тяжесть ее последствий. Основными количественными показателями риска аварий являются:

технический риск - вероятность отказа технических устройств с последствиями определенного уровня (класса) за определенный период функционирования опасного производственного объекта;

индивидуальный риск - частота поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий;

потенциальный территориальный риск (потенциальный риск) - частота реализации поражающих факторов аварий в рассматриваемой точке территории;

коллективный риск - ожидаемое количество пораженных в результате возможных аварий за определенное время;

социальный риск (F/N-кривая) - зависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей;

ожидаемый ущерб - математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии за определенное время.

Составляющие опасного производственного объекта - участки, установки, цеха, хранилища или другие составляющие (составные части), объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому или территориально-административному принципу и входящие в состав опасного производственного объекта.

Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварий - статистические оценки математического ожидания и дисперсии людских и материальных аварийных потерь на однотипных участках (составляющих) магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) за последние 5 лет.

Степень риска аварий - сравнительная мера опасности аварий по отношению к среднестатистическому (фоновому) уровню риска аварий или максимальному значению рассчитанного показателя риска аварий.

Сценарий аварии - последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к определенным опасным последствиям аварий.

Сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии) - сценарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период времени.

Сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по последствиям сценарий аварии) - сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и (или) материальным ресурсам или компонентам природной среды.

Типовой сценарий аварий - сценарий аварий, связанный с выбросом опасных веществ из единичного технологического оборудования (блока), участка трубопровода с учетом регламентного срабатывания имеющихся систем противоаварийной защиты, локализации аварии и противоаварийных действий персонала.

Ущерб от аварий - потери (убытки) в производственной и непроизводственной сфере жизнедеятельности человека, вред окружающей среде, причиненные в результате аварий на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном эквиваленте.

 

Приложение №3

Рисунки и таблицы

Таблица №1

Показатели риска аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП
Кодовый номерУсловное обозначениеНаименованиеЕдиница измерения
ЛЧ-1ΛмнИнтенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНППгод-1
ЛЧ-2Λ1000Удельная интенсивность аварий1/(1000км·год)
ЛЧ-3MАСредняя масса утечек нефти, нефтепродукта при авариит
ЛЧ-4АСредняя масса потерь нефти, нефтепродукта при авариит
ЛЧ-5RmОжидаемая масса потерь нефти, нефтепродукта при авариит/год
ЛЧ-6Rm1000Удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при авариит/(1000км·год)
ЛЧ-7АСредний размер ущерба от аварий, в том числе:тыс.руб.
ЛЧ-8Y$оса) средний размер платы за загрязнение окружающей среды при авариитыс.руб.
ЛЧ-9Y$mб) средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражениитыс.руб.
ЛЧ-10RYОжидаемый ущерб от аварий на ЛЧ ОПО МН и МНППтыс.руб./год
ЛЧ-11RY1000Удельный ожидаемый ущерб от авариймлн.руб./(1000км·год)
ЛЧ-12RНС1Частота гибели одного и более человека при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями)год-1
ЛЧ-13RНС10Частота гибели 10 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)год-1
ЛЧ-14RНС50Частота гибели 50 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)год-1
ЛЧ-15RиндИндивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лицгод-1
ЛЧ-16RколлКоллективный риск смертельного поражения людей при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНППчел./год
ЛЧ-17RпотПотенциальный территориальный риск гибели человека от аварий (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварий в определенной точке территории)год-1
ЛЧ-18МВКПлМаксимально возможное количество потерпевших (в т.ч. погибших) при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторов аварийчел.
ЛЧ-19F(x)Социальный риск гибели людей при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНППгод-1
ЛЧ-20N (Nс)Число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном по последствиям для людей сценарии аварийчел.

Таблица №2

Показатели риска аварий на площадочных объектах,
составляющих ОПО МН и МНПП
Кодовый номерСимвольное обозначениеНаименованиеЕдиница измерения
Пл-1PАЧастота возникновения аварий (разгерметизации оборудования)год-1
Пл-2PЭфЧастота возникновения аварий, связанных с возникновением поражающего эффекта (взрыв, пожар или огненный шар)год-1
Пл-3RНС1Частота гибели одного и более человек при авариях (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями)год-1
Пл-4RНС10Частота гибели 10 и более человек при авариях (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)год-1
Пл-5RНС50Частота гибели 50 и более человек при авариях (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)год-1
Пл-6n (nс)Возможное число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее вероятном сценарии аварий (в т.ч. среди персонала, населения и иных физических лиц)чел.
Пл-7N (Nс)Возможное число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном сценарии аварии на площадочном сооружении ОПО МН и МНПП (в т.ч. среди персонала, населения и иных физических лиц)чел.
Пл-8RиндИндивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лицгод-1
Пл-9RколлКоллективный риск смертельного поражения людей при авариях на площадочном объекте (в т.ч. среднегодовое ожидаемое число погибших среди персонала, населения и иных физических лиц)чел./год
Пл-10mА, mаСредняя масса потерь нефти, нефтепродукта при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварийт
Пл-11RmОжидаемые потери нефти, нефтепродукта при авариит/год
Пл-12YА, YаСредний размер ущерба при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий,
в том числе:
тыс.руб.
Пл-13Y$оса) средний размер платы за загрязнение окружающей среды при авариитыс.руб.
Пл-14Y$mб) средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражениитыс.руб.
Пл-15Yв) потери основных производственных фондовтыс.руб.
Пл-16RYОжидаемый ущерб от аварий на площадочном сооружении ОПО МН и МНППтыс.руб./год
Пл-17RпотПотенциальный территориальный риск гибели человека от аварий (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии в определенной точке территории)год-1
Пл-18МВКПпМаксимально возможное количество потерпевших (в т.ч. погибших) при авариях на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторовчел.
Пл-19F(x)Социальный риск гибели людей при авариях на площадочном сооружении ОПО МН и МНППгод-1
Пл-20N (Nс)Число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном по последствиям для людей сценарии аварийчел.

Таблица №3

Критерии степени опасности аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП
по сравнению со среднестатистическим (фоновым) уровнем
риска аварий для ЛЧ ОПО МН и МНПП R5лет
Сравнительная степень опасности аварий на участке ЛЧ ОПО МН и МНППЗначение рассчитанного показателя риска аварий R
НизкаяМенее 0,5R5лет
СредняяОт 0,5R5лет до 5R5лет
ВысокаяОт 5R5лет до 50R5лет
Чрезвычайно высокаяБолее 50R5лет
Примеры типовых показателей с критериями опасности аварий

Таблица №4

Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МН
Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МНТиповые показатели риска аварий на ЛЧ МН
Удельные ожидаемые потери нефти при аварии Rm1000, т/(1000км·год)Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии RЭ1000, млн.руб./(1000км·год)
НизкаяМенее 5Менее 2
СредняяОт 5 до 50От 2 до 20
ВысокаяОт 50 до 500От 20 до 200
Чрезвычайно высокаяБолее 500Более 200

Таблица №5

Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МНПП
Сравнительная степень опасности аварий на участке ЛЧ МНППТиповые показатели риска аварии на ЛЧ МНПП
Удельные ожидаемые потери нефтепродукта при аварии Rm1000, т/(1000км·год)Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварий RЭ1000, млн.руб./(1000км·год)
НизкаяМенее 4Менее 1
СредняяОт 4 до 40От 1 до 10
ВысокаяОт 40 до 400От 10 до 100
Чрезвычайно высокаяБолее 400Более 100

Таблица №6

Критерии степени опасности аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП
по сравнению с интервалом изменения
рассчитанного показателя риска аварий {Rmin, Rmax}
Сравнительная степень опасности аварий на участке ЛЧ ОПО МН и МНППЗначение рассчитанного показателя риска аварий R
НизкаяМенее Rmin+0,3(Rmax-Rmin)
СредняяRmin+(0,3-0,8)(Rmax-Rmin)
ВысокаяRmin+(0,8-0,97)(Rmax-Rmin)
Чрезвычайно высокаяБолее Rmin+0,97(Rmax-Rmin)

Таблица №7

Критерии степени опасности аварий
на площадочных сооружениях (составляющих площадочных объектов)
ОПО МН и МНПП
Сравнительная степень опасности аварий на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) ОПО МН и МНППМаксимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварий на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) ОПО МН и МНПП
Всего потерпевшихВ том числе смертельно травмированных
НизкаяМенее 10Менее 3
СредняяОт 10 до 74От 3 до 9
ВысокаяОт 75 до 300От 10 до 30
Чрезвычайно высокаяБолее 300Более 30

Таблица №8

Сопоставительные критерии степени опасности аварий
при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами
Сопоставительная степень опасности аварий при перевозке нефти, нефтепродуктов танкерамиСредняя масса потерь нефти, нефтепродуктов, т
при наиболее опасном сценарии аварийпри наиболее вероятном сценарии аварий
НизкаяМенее 350Менее 7
СредняяОт 350 до 3500От 7 до 70
ВысокаяОт 3500 до 35000От 70 до 700
Чрезвычайно высокаяБолее 35 000Более 700

Рисунок 1. Блок-схема проведения количественного анализа риска аварий
на ОПО МН и МНПП


Рисунок 2. "Дерево отказов" для аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП


Рисунок 3. "Дерево событий" при разгерметизации
подземного участка ЛЧ ОПО МН и МНПП


Рисунок 4. Алгоритм расчета аварийных утечек
нефти, нефтепродуктов из ОПО МН и МНПП с учетом
типового времени обнаружения утечки, остановки насосов и
начала перекрытия потока трубопроводной арматурой


Рисунок 5. "Дерево событий" разрушения (перелива)
наземного резервуара (сценарий А1)


Рисунок 6. "Дерево событий" при выходе
газовой фазы с наземного резервуара (сценарий А2)


Рисунок 7. "Дерево событий" при взрыве
внутри наземного резервуара (сценарий А3)


Рисунок 8. "Дерево событий" разрушения (перелива)
подземного резервуара (сценарий А4)


Рисунок 9. "Дерево событий" при выходе газовой фазы
из подземного резервуара (типа ЖБР) (сценарий А5)


Рисунок 10. "Дерево событий" при взрыве
внутри подземного резервуара (типа ЖБР) (сценарий А6)


Рисунок 11. "Дерево событий" при разрушении
емкости под давлением (сценарий А7)


Рисунок 12. "Дерево событий" при разрушении подземной емкости
под давлением (сценарий А8)


Рисунок 13. "Дерево событий" при аварии в насосных (сценарий А9)


Рисунок 14. Блок-схема анализа вероятных сценариев
возникновения и развития аварий


Рисунок 15. Общий вид распределения показателя риска R(n)
вдоль трассы ОПО МН и МНПП


Рисунок 16. Иллюстрация формы представления
распределения суммарной длины участков Ls трассы
по показателю риска аварий R

 

Приложение №4

Перечень исходной информации, необходимой для
проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП

Перечень исходной информации, необходимой для проведения работ по количественному анализу риска аварий на ОПО МН и МНПП, составляют в соответствии с Руководством по безопасности "Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах", утвержденным приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016г. №144, Порядком оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений (РД-03-14-2005), утвержденным приказом Ростехнадзора от 29 ноября 2005г. №893, Методическими рекомендациями по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта (РД 03-357-00) (далее РД 03-357-00), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 26.04.2000 №23.

Перечень может быть уточнен, расширен в соответствии с целями работ, проектной и эксплуатационной документацией.

Сбор исходной информации, необходимой для анализа риска, осуществляют с использованием имеющихся в эксплуатирующей организации документов, в том числе: предпроектных, проектных, эксплуатационных, материалов инженерных изысканий и других документов.

В случае недостаточности имеющихся в эксплуатирующей организации материалов в составе работ по анализу риска можно предусматривать дополнительный этап, включающий техническое обследование технологических объектов, а также природных объектов.

1. Линейная часть ОПО МН и МНПП

1.1. Границы территориального деления трассы ОПО МН и МНПП по административным районам следует представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №1 данного приложения.

Таблица №1

Границы территориального деления трассы ОПО МН и МНПП
по административным районам
ОбластьРайонКилометраж по трассе ОПО МН и МНПП, км
 

1.2. Средние температуры воздуха (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №2 данного приложения.

Таблица №2

Средняя месячная температура воздуха (по месяцам)
для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП
ОбластьРайонСредняя (по месяцам) температура наружного воздуха, °С
IIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXII
 

1.3. Среднемесячную скорость ветра (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №3 данного приложения.

Таблица №3

Среднемесячная скорость ветра (по месяцам)
для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП
ОбластьРайонСреднемесячная скорость ветра, м/с
IIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXII
 

1.4. Годовую повторяемость направлений ветра для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №4 данного приложения.

Таблица №4

Годовая повторяемость направлений ветра
для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП
ОбластьРайонГодовая повторяемость направления ветра, %
ССВВЮВЮЮЗЗСЗШтиль
 

1.5. Сведения об иных магистральных трубопроводах, проходящих в одном технологическом коридоре с рассматриваемым ОПО МН и МНПП или пересекающих его, рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №5 данного приложения.

Таблица №5

Сведения об иных магистральных трубопроводах,
проходящих в одном технологическом коридоре
с рассматриваемым ОПО МН и МНПП или пересекающих его
Наименование ОПО МН и МНППМесто прохождения/пересечения, кмХарактеристика соседних магистральных трубопроводов (диаметр, давление, транспортируемое вещество)
 

1.6. Краткую характеристику переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через железные и автомобильные дороги рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №6 данного приложения.

Таблица №6

Краткая характеристика переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП
через железные и автомобильные дороги
Наименование перехода (наименование, интенсивность)Дистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмДлина перехода, мХарактеристика перехода (диаметр, толщина, размеры защитного кожуха, изоляция)
 

1.7. Краткую характеристику переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через водные преграды рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №7 данного приложения.

Таблица №7

Краткая характеристика переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП
через водные преграды
Наименование переходаДистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмДлина перехода, мХарактеристика перехода
 

1.8. Данные о размещении близлежащих организаций к ЛЧ ОПО МН и МНПП (для МНПП светлых нефтепродуктов - ближе 1000м, для остальных ОПО МН и МНПП - ближе 500м) рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №8 данного приложения.

Таблица №8

Данные о размещении близлежащих организаций
к ЛЧ ОПО МН и МНПП
Наименование организацииДистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмУдаленность от оси ОПО МН и МНПП, мЧисленность работающих, чел.
 

1.9. Данные о размещении близлежащих населенных пунктов для ЛЧ ОПО МН и МНПП (для магистральных нефтепродуктопроводов - ближе 1000м, для магистральных нефтепроводов - ближе 500 м) рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №9 данного приложения.

Таблица №9

Данные о размещении близлежащих населенных пунктов
для ЛЧ ОПО МН и МНПП
Наименование населенного пунктаДистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмУдаленность от оси ОПО МН и МНПП, мЧисленность проживающих, чел.
 

1.10. Перечень основного технологического оборудования в котором обращаются опасные вещества (трубопроводы, трубопроводная арматура) ЛЧ ОПО МН и МНПП с указанием основных характеристик оборудования рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №10. Форма таблицы №10 - в соответствии с таблицей №7 главы IV РД 03-357-00.

Таблица №10

Перечень основного технологического оборудования,
в котором обращаются опасные вещества
№ поз. по схемеНаименование оборудования, материалКоличество единиц оборудования, шт.РасположениеНазначениеТехническая характеристика
 

1.11. Данные о распределении опасных веществ по трубопроводам вносятся по отсекаемым секциям (участкам между трубопроводной арматурой) ЛЧ ОПО МН и МНПП и их рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №11 данного приложения. Форма таблицы №11 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица №8).

Таблица №11

Данные о распределении опасных веществ по трубопроводам
Технологический блок, оборудование
(секция ЛЧ)
Количество опасного вещества, тФизические условия содержания опасного вещества
Наименование блокаНаименование оборудования, № по схеме, опасное веществоКоличество единиц оборудования, шт.в единице оборудованияв блокеАгрегатное состояниеДавление, МПаТемпература, °С
 

1.12. Для нефти (нефтепродуктов), транспортируемых по ОПО МН и МНПП, рекомендуется указать следующие характеристики:

- состав (при условиях транспортирования);

- физические свойства (молекулярный вес, плотность, температура кипения, вязкость, давление насыщенных паров);

- данные о взрывопожароопасности (пределы взрываемости, температура вспышки и самовоспламенения).

1.13. Принципиальная технологическая схема с обозначением основного технологического оборудования и кратким описанием технологического процесса по составляющим ОПО МН и МНПП должна содержать:

- эпюру давлений по трассе ОПО МН и МНПП;

- расход и температуру перекачиваемой жидкости;

- характеристики "напор-расход" насосного оборудования НПС и принципиальную технологическую схему их обвязки;

- значения давления на входе и выходе НПС;

- характеристики и расположение трубопроводной арматуры на ЛЧ ОПО МН и МНПП в виде таблицы, аналогичной таблице №12 данного приложения.

Таблица №12

Характеристика и расположение трубопроводной арматуры
Номер трубопроводной арматурыДистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмТип трубопроводной арматуры, DN, РТип приводаВремя срабатывания, мин
 

1.14. Характеристику противопожарных сооружений ЛЧ ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице №13 данного приложения.

Таблица №13

Характеристика противопожарных сооружений ЛЧ ОПО МН и МНПП
Дистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмЗащищаемый объект, расстояние до ОПО МН и МНППКраткая характеристикаСостояние сооружений
 

1.15. В описании систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и других средств противоаварийной защиты и обеспечения безопасности, а также системы обнаружения утечек и несанкционированных врезок содержится:

- время срабатывания системы обнаружения аварийных утечек в зависимости от объема (или расхода) аварийной утечки;

- минимальный объем аварийной утечки, при котором срабатывает сигнализация, останавливаются насосы и перекрывается запорная арматура;

- время перекрытия запорной арматуры.

1.16. В описании решений, направленных на ликвидацию аварийных разливов опасных веществ, содержится:

- место расположения АВБ;

- время выезда АВБ после поступления аварийного сигнала;

- среднюю скорость движения АВБ к месту разлива;

- время развертывания АВБ на месте аварий;

- условные вероятности успешной локализации аварийного разлива нефти (нефтепродукта).

1.17. Геодезическая съемка трассы ОПО МН и МНПП.

1.18. Сжатый и полный профиль трассы ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в графической форме с уточнениями для профиля трассы ОПО МН и МНПП в виде таблицы №14 данного приложения.

Таблица №14

Уточнения для профиля трассы ОПО МН и МНПП
Дистанция по трассе ОПО МН и МНПП, кмВысотная отметка, мНаличие трубопроводной арматуры, начала и конца лупингов
 

1.19. Перечень аварий и инцидентов, имевших место на данном ОПО МН и МНПП с указанием источника информации, представляется в виде таблицы №15 данного приложения.

Таблица №15

Перечень аварий и инцидентов,
имевших место на данном ОПО МН и МНПП
Дата и местоВид аварии, инцидентаОписание аварии, инцидента и основные причиныМасштаб развития аварии, инцидента, максимальные зоны действия поражающих факторовЧисло пострадавших, ущерб
 

1.20. Данные для балльной оценки факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварий приведены в таблице №16 данного приложения в соответствии с приложением №5 к настоящему Руководству по безопасности. Факторы (группы факторов) для проектируемых ОПО МН и МНПП приведены со звездочкой.

Таблица №16

Данные для балльной оценки
факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП
Обозначение и наименование фактора влиянияСодержание исходной информации
Группа 1 (1*): Внешние антропогенные воздействия
F11
(F*11)
Минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНППФактическая толщина слоя грунта hгр, м, над верхней образующей самого мелкозаглубленного отрезка в пределах рассматриваемого участка ОПО МН и МНПП. Фактическая глубина водоема над самым мелкозаглубленным участком (для участков подводных переходов)
F12
(F*12)
Уровень антропогенной активностиПлотность населения в среднем на участке ОПО МН и МНПП в трехкилометровой полосе вдоль трассы.

Проведение в охранной зоне ОПО МН и МНПП строительных и других работ на момент проведения количественного анализа риска аварий.

Наличие коммуникаций иной принадлежности в охранной зоне ОПО МН и МНПП.

Наличие участков автомобильных и железных дорог в охранной зоне ОПО МН и МНПП.

Интенсивность судоходства (для участков подводных переходов)

F13
(F*13)
Опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти, нефтепродуктаПеречень аварий и инцидентов (врезок) в организации, эксплуатирующей ОПО МН и МНПП (см. подпункт 1.19).

Частота обходов участка ОПО МН и МНПП.

Наличие автоматизированных систем обнаружения врезок, их характеристика

Группа 2 (2*): Коррозия
F21
(F*21)
Коррозионная активность грунтаУдельное сопротивление грунта, кислотность грунта
F22
(F*22)
Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНППКоличество металлических сооружений, энергосистем постоянного и переменного тока на расстоянии до 50м от трассы
F23Защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗДавность ввода в действие ЭХЗ на данном участке ОПО МН и МНПП
F24Контроль защищенности ОПО МН и МНПППериод времени с момента проведения последних измерений методом выносного электрода
Группа 3 (3*): Природные воздействия
F31
(F*31)
Вероятность перемещений грунта или размыва подводного переходаСведения о фактах перемещений грунта или наличии размывов
F32
(F*32)
Несущая способность грунтаСведения о типах грунтов в основании ОПО МН и МНПП
F33
(F*33)
Наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводовСведения о конструкции линейной арматуры и наземных узлов
F34
(F*34)
Превентивные мероприятияСведения о проведении и характере превентивных мероприятий
Группа 4 (4*): Конструктивно-технологические факторы
F41
(F*41)
Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемойРасчетное и фактическое значения толщины стенки трубы δрасч и δфакт
F42
(F*42)
Усталость металлаЧисло циклов нагружения, имевших место за время эксплуатации рассматриваемого участка, и амплитуда подававшейся нагрузки
F43
(F*43)
Возможность возникновения гидравлических ударовКачественная оценка вероятности возникновения гидравлических ударов
F44
(F*44)
Системы телемеханики и автоматики (СТА)Технические характеристики СТА
Группа 5: Дефекты тела трубы и сварных швов
F51Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года на участке трассыДанные о результатах диагностирования ОПО МН и МНПП с указанием экспертной организации, метода и результатов диагностики, в том числе даты обследования, типа внутритрубного снаряда, количества и распределения дефектов по трассе ОПО МН и МНПП, принятые меры безопасности
F52Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет на участке трассы
F53Диагностика
Группа 5*: Сложность строительно-монтажных работ
F*51Категория участка по сложности производства работСведения о сложности условий строительного освоения трассы ОПО МН и МНПП
2. Площадочные сооружения

2.1. Среднемесячные температуры воздуха и скорости ветра, а также годовая повторяемость направлений ветра для районов нахождения площадочных объектов следует представлять в виде таблиц, аналогичных таблицам №2-4 данного приложения.

2.2. Генеральные планы всех площадочных объектов, включая планы расположения основного технологического оборудования (в том числе ОПО МН и МНПП), зданий и сооружений, следует представлять с экспликацией с указанием высотных отметок или нанесенными изолиниями.

2.3. Сведения об общей численности работников на объекте, а также данные о размещении персонала на площадочных сооружениях по зданиям, сооружениям, производственным площадкам в виде таблицы №17 данного приложения, в соответствии с экспликацией.

Таблица №17

Данные о размещении персонала на площадочных сооружениях
по зданиям, сооружениям, производственным площадкам
Составляющая площадочного объектаЧисленность, чел.Наименование административной единицыНомер по экспликации по генеральному плануЧисленность, чел.
средняянаибольшая сменасредняянаибольшая смена
 

2.4. Ситуационные планы расположения для всех площадочных объектов представляются с прилегающей территорией до 3000м.

2.5. Данные о размещении близлежащих организаций к площадочным объектам МНПП - 2000м и менее; площадочным объектам МН - 750м и менее представляются в виде таблицы №18 данного приложения.

Таблица №18

Данные о размещении близлежащих организаций
к площадочным объектам ОПО МН и МНПП
Наименование организацииУдаленность от границ площадочного объекта, мЧисленность работающих, чел.
 

2.6. Данные о размещении близлежащих населенных пунктов к площадочным объектам МНПП - 2000м и менее; площадочным объектам МН - 750м и менее представляются в виде таблицы №19 данного приложения.

Таблица №19

Данные о размещении близлежащих населенных пунктов
к площадочным объектам ОПО МН и МНПП
Наименование населенного пунктаУдаленность от границ площадочного объекта, мЧисленность проживающих, чел.
 

2.7. Технологические схемы представляются с обозначением основного технологического оборудования и кратким описанием технологического процесса по составляющим площадочного объекта.

2.8. Перечень основного технологического оборудования, в том числе трубопроводов (с указанием длины и диаметра), в котором обращаются опасные вещества на площадочных сооружениях (нефть, дизельное топливо, бензин, керосин), с указанием типа резервуаров (со стационарной, плавающей крышей) представляются в виде таблицы №20 данного приложения. Форма таблицы №20 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица №7).

Таблица №20

Перечень основного технологического оборудования,
в том числе трубопроводов (с указанием длины и диаметра),
в котором обращаются опасные вещества на площадочных сооружениях
№ поз. по схемеНаименование оборудования, материалКоличество, шт.РасположениеНазначениеТехническая характеристика
 

2.9. Данные о распределении опасных веществ по оборудованию и трубопроводам площадочных объектов представляются в виде таблицы №21 данного приложения. Форма таблицы №21 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица №8).

Таблица №21

Данные о распределении опасных веществ
по оборудованию и трубопроводам площадочных объектов
Технологический блок, оборудованиеКоличество опасного вещества, тФизические условия содержания опасного вещества
Наиме-
нование блока
Наименование оборудования, № по схеме, опасное веществоКоличество единиц оборудования, шт.в единице оборудованияв блокеАгрегатное состояниеДавление, МПаТемпература, °С
 

2.10. Основные характеристики опасных веществ (нефти и нефтепродуктов), обращающихся на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, приводятся в соответствии с пунктом 1.12 данного приложения.

2.11. В кратком описании решений, направленных на обеспечение взрывопожаробезопасности на площадочных сооружениях, предоставляются:

- размеры и вместимость защитных обвалований и отбортовок технологических площадок;

- размеры защитных ограждений, приподнятости внутриплощадочных дорог;

- состав и расположение средств первичного пожаротушения, системы пожаротушения;

- наличие и характеристики аварийной сигнализации, контроль загазованности.

2.12. Стоимость основных производственных фондов предоставляется с указанием стоимости ОПО МН и МНПП, технических устройств, зданий и сооружений, стоимости перекачиваемой нефти (нефтепродукта).

2.13. Рекомендуется предоставлять информацию о средней заработной плате в организации, среднем возрасте персонала, ориентировочной среднегодовой прибыли организации (данные необходимы для расчетов социально-экономического ущерба при авариях).

 

Приложение №5

Балльная оценка факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП
на степень риска аварий

Для оценки локальной частоты аварий вводится система классификации и группировки факторов влияния в соответствии с общими причинами аварий, выявляемыми при анализе статистических данных по аварийным отказам. Из статистических данных по авариям на ОПО МН и МНПП выделяются пять групп факторов влияния с указанием относительного вклада каждой группы Грi (i от 1 до 5) в суммарную статистику аварийных отказов с помощью весового коэффициента ρi. Доля группы ρi определяется, исходя из данных по аварийности на рассматриваемом участке ОПО МН и МНПП.

В пределах каждой группы Грi имеется различное количество факторов влияния Ji. Каждый фактор имеет буквенно-цифровое обозначение Fij, где i - номер группы, j - номер фактора в группе.

Относительный вклад фактора Fij внутри своей группы в изменение интенсивности аварийных отказов на рассматриваемом участке ОПО МН и МНПП учитывается с помощью весового коэффициента (доли) qij.

Балльную оценку факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварий для участков ОПО МН и МНПП, находящихся в эксплуатации, определяют в соответствии с разделом I к настоящему Руководству по безопасности, для проектируемых ОПО МН и МНПП - в соответствии с разделом II к настоящему Руководству по безопасности.

1. Балльная оценка факторов влияния состояния эксплуатируемого ОПО МН и МНПП на степень риска аварий

Из статистических данных по авариям на ОПО МН и МНПП для эксплуатируемых ОПО МН и МНПП рассматриваются следующие группы факторов влияния:

а) внешние антропогенные воздействия;

б) коррозия;

в) природные воздействия;

г) конструктивно-технологические факторы;

д) дефекты тела трубы и сварных швов.

Доля i-той группы факторов ρi определется исходя из данных по аварийности на рассматриваемом участке ОПО МН и МНПП за последние 5 лет.

Значения коэффициентов ρi приведены в качестве примера в таблице №1 данного приложения, исходя из статистики причин аварий за 2006-2010г. по данным Ростехнадзора.

Таблица №1

Весовые коэффициенты (пример)
Обозначение и наименование группы факторовДоля группы, ρi
Гр1Внешние антропогенные воздействия0,60
Гр2Коррозия0,05
Гр3Природные воздействия0,05
Гр4Конструктивно-технологические факторы0,10
Гр5Дефекты тела трубы и сварных швов0,20
1.1. Группа 1 - внешние антропогенные воздействия

В группу 1 входят внешние по отношению к рассматриваемому ОПО МН и МНПП факторы, приведенные в таблице №2 данного приложения, влияющие на вероятность повреждения ОПО МН и МНПП со стороны третьих лиц.

Таблица №2

Факторы группы 1
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе q1j
F11Минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНПП0,4
F12Уровень антропогенной активности0,2
F13Опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти, нефтепродукта0,4

1.1.1. Фактор F11 - минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНПП.

В качестве глубины минимального заложения h необходимо рассматривать фактическую толщину слоя грунта над верхней образующей самого мелкозаглубленного отрезка анализируемого участка ОПО МН и МНПП, независимо от протяженности этого отрезка. В соответствии со "СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы", утвержденными постановлением Госстроя СССР от 30 марта 1985г. №30, требуемая минимальная глубина заглубления варьируется в зависимости от диаметра и назначения ОПО МН и МНПП, а также от местных грунтовых условий и характера землепользования от 0,6 до 1,1м от земной поверхности до верхней образующей ОПО МН и МНПП (в среднем h=0,9м).

Балльное значение для фактической глубины заложения на сухопутном участке ОПО МН и МНПП рассчитывают по следующим формулам:

В11=0   при h≥1,8   ;   (1)

В11=0,83(1,8 - h)   при 0,6<h<1,8   ;   (2)

В11=1+25(h - 0,6)2   при 0<h<0,6   ,   (3)

где

h= hгр + hдоп, hдоп определяется по таблице №3 данного приложения.

Таблица №3

Эквивалентная толщина дополнительного
механического защитного покрытия ОПО МН и МНПП
Тип и толщина дополнительного покрытияЭквивалентная толщина слоя грунта, hдоп, м
Бетонное покрытие толщиной 0,05м0,2
Бетонное покрытие толщиной 0,1м0,6
Защитный кожух (футляр)0,6
Железобетонная плита0,6

Для подводных переходов роль основной защиты от механического повреждения играет глубина заложения ОПО МН и МНПП в донный грунт hгр и дополнительные защитные покрытия (бетонное покрытие на поверхности трубы (наряду с футеровкой) или железобетонная плита над ОПО МН и МНПП). Также важную роль играет глубина водоема, прежде всего, для переходов через судоходные реки, сплавные реки, водоемы активного промышленного рыболовства.

Балльное значение на переходах через водные преграды для комбинации фактической глубины заложения и глубины водоема B11 рассчитывается по формулам:

В11=0,67(hгр + hдоп -3)2 + 0,16(hв - 5)2   при 0<(hгр + hдоп)<3,0м и 0<hв<5м   ;   (4)

В11=0   при (hгр + hдоп)>3,0м или hв>5м   ,   (5)

При отсутствии информации о реальном состоянии подводного перехода В11 выбирают равным 6.

1.1.2. Фактор F12 - уровень антропогенной активности.

В таблице №4 данного приложения приведены значения отдельных составляющих фактора F12 и соответствующие им балльные оценки В12(m), где m - номер составляющей. Итоговую балльную оценку для данного фактора рекомендуется рассчитывать как сумму балльных оценок нижеприведенных пяти составляющих. Если сумма баллов превышает 10, то В12=10.

Таблица №4

Уровень антропогенной активности
mНаименование составляющей mB12(m)
1Плотность населения Ннас в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы0<Ннас<50 чел./км20,06Ннас
Ннас>50 чел./км23
2Активность проведения в охранной зоне ОПО МН и МНПП строительных и работ на момент проведения количественного анализа риска аварий (по разрешениям на право проведения работ в охранных зонах)высокая (указанные работы, как правило, ведутся более трех месяцев в году)3
умеренная (указанные работы ведутся от одного до трех месяцев в году)2
низкая (указанные работы носят эпизодический характер)1
отсутствует (указанные работы никогда не проводились ранее и не проводятся сейчас)0
3Наличие ОПО МН и МНПП и других коммуникаций иной ведомственной принадлежности в охранной зоне ОПО МН и МНППбольшое количество (более двух)2
небольшое количество (не более двух)0,5
вневедомственные коммуникации отсутствуют0
4Наличие участков автомобильных и железных дорог в пределах охранной зоны ОПО МН и МНППприсутствуют2
отсутствуют0
5Интенсивность судоходства (только для подводных переходов)высокая (30 и более судов в сутки)4
средняя (от пяти до 30 судов в сутки)2
низкая (менее пяти судов в сутки)1
река несудоходна0

1.1.3. Фактор F13 - опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти (нефтепродукта).

Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих фактора F13. В том случае если сумма баллов превышает 10, то B13 принимается равным 10.

Сведения об опасности диверсий и врезок приведены в таблице №5 данного приложения.

Таблица №5

Опасность диверсий и врезок
mНаименование составляющей mB13(m)
1Несанкционированные врезки.
На эксплуатируемом участке ОПО МН и МНПП, попыток хищения нефти (нефтепродуктов) не фиксировалось
0
На эксплуатируемом участке фиксировали попытки хищения нефти (нефтепродуктов). С целью предотвращения несанкционированных врезок осуществляют патрулирование трассы ОПО МН и МНППназемный осмотр трассы выполняет обходчик ежедневно (воздушный осмотр трассы проводят от двух до пяти раз в неделю)2
наземный осмотр трассы выполняет обходчик два или три раза в неделю (осмотр трассы с воздуха не проводят)5
наземный осмотр трассы выполняет обходчик один раз в неделю (осмотр трассы с воздуха не проводят)8
На эксплуатируемом участке фиксировали попытки хищения нефти (нефтепродуктов). На ОПО МН и МНПП установлена автоматизированная система обнаружения врезок (система виброакустического мониторинга, система "Капкан" или иное)0
На эксплуатируемом участке ранее фиксировали попытки хищения нефти (нефтепродуктов), но меры защиты не принимали10
2Диверсии на ОПО МН и МНПП.
Анализируемый участок ОПО МН и МНПП располагается в Северо-Кавказском федеральном округе (на территории Республики Дагестан, Республики Ингушетии, Чеченской Республики, Республики Северная Осетия - Алания, Кабардино-Балкарской Республики, Карачаево-Черкесской Республики, южных районов Ставропольского края)
5
1.2. Группа 2 - коррозия

Данная группа факторов оценивает объективно существующие на трассе условия, способствующие интенсификации почвенной коррозии (коррозионной активности грунтов, обводненности, наличии других подземных металлических сооружений, в том числе токопроводящих), и эффективности пассивной и активной защиты ОПО МН и МНПП от агрессивных коррозионных воздействий. Факторы, входящие в данную группу, приведены в таблице №6 данного приложения.

Таблица №6

Факторы группы 2
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q2j
F21Коррозионная активность грунта0,25
F22Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП0,25
F23Защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗ0,25
F24Контроль защищенности ОПО МН и МНПП0,25

1.2.1. Фактор F21 - коррозионная активность грунта.

Коррозионные свойства грунта зависят от его температуры, влажности, пористости, газопроницаемости, содержания солей - характеристик, которые интегрированы в удельном сопротивлении грунта ρг. Данные о коррозионной активности грунта для двух составляющих фактора F21 приведены в таблице №7 данного приложения. Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих. Если сумма баллов превышает 10 (или при отсутствии данных о свойствах грунта), то B21 принимают равным 10.

Таблица №7

Коррозионная активность грунта
mНаименование составляющей m фактора F21 - коррозионная активность грунтаB21(m)
1Удельное сопротивление грунта ρг, Ом·м:
ρг≤5;10
5г≤20;12-0,4ρг
20г≤100;5-0,5ρг
ρг>1000
2Кислотность грунта, pH:
3≤pH≤7;8,75-1,25pH
pH>70

1.2.2. Фактор F22 - наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП.

Балльная оценка протяженности зон электрохимического взаимодействия ОПО МН и МНПП с другими металлическими подземными и наземными сооружениями (в том числе электрифицированными), линиями электропередачи рассчитывают как сумму оценок двух составляющих. Если сумма баллов превышает 10, то B22 принимают равным 10.

Сведения о наличии подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП приведены в таблице №8 данного приложения.

Таблица №8

Наличие подземных металлических сооружений и
энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП
mНаименование составляющей m фактора F22 - наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНППB22(m)
1Количество находящихся в пределах 50м от трассы металлических сооружений на анализируемом участкеотсутствуют0
от 1 до 103
от 11 до 257
более 2510
2Наличие энергосистем постоянного и переменного токаотсутствуют в пределах 50м от трассы0
присутствуют, но предусмотрена защита от блуждающих токов5
присутствуют, защита от блуждающих токов отсутствует10

1.2.3. Фактор F23 - защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗ.

Балльная оценка данного фактора оценивается по таблице №9 данного приложения.

Таблица №9

Защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗ
Наименование фактора F23 - защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗB23
Срок ввода ЭХЗ в эксплуатацию на данном участке:
а) одновременно с ОПО МН и МНПП;0
б) менее чем через 1 год после начала эксплуатации ОПО МН и МНПП;1
в) через 1-2 года после начала эксплуатации ОПО МН и МНПП;2
г) через 3 и более лет после начала эксплуатации ОПО МН и МНПП4

1.2.4. Фактор F24 - контроль защищенности ОПО МН и МНПП.

Балльная оценка контроля защищенности ОПО МН и МНПП определяется временем τкит (количеством лет), прошедшим с момента проведения последних измерений с помощью выносного электрода. Сведения о контроле защищенности ОПО МН и МНПП приведены в таблице №10 данного приложения.

Таблица №10

Контроль защищенности ОПО МН и МНПП
№ п/пНаименование фактора F24 - контроль защищенности ОПО МН и МНППB24
1τкит≤5лет0,2(τкит)2
25кит≤10летτкит
3τкит>10лет10
1.3. Группа 3 - природные воздействия

В данной группе рассматривают факторы влияния, связанные с природными воздействиями механического характера:

а) повреждения ОПО МН и МНПП при деформациях грунта, происходящих в форме обвалов, оползней, селевых потоков, термокарста, пучения грунта, солифлюкции;

б) неравномерная осадка ОПО МН и МНПП, которая более всего проявляется на наземных узлах разветвленной конфигурации (узлах подключения к НПС), линейной арматуре, камерах пуска и приема очистных устройств, береговых "гребенках" и на примыкающих к ним участках;

в) размывы траншеи на подводном переходе ОПО МН и МНПП, связанные с переформированием русла реки, и повреждения ОПО МН и МНПП от гидродинамического воздействия потока.

Факторы, входящие в группу, приведены в таблице №11 данного приложения.

Таблица №11

Факторы группы 3
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q3j
F31Вероятность перемещений грунта0,2
F32Несущая способность грунта0,15
F33Наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводов0,15
F34Проведение превентивных мероприятий0,5

1.3.1. Фактор F31 - вероятность перемещений грунта или размыва подводного перехода.

Балльную оценку определяют в соответствии с вероятностью перемещений грунта или размыва подводного перехода, приведенной в таблице №12 данного приложения.

Таблица №12

Вероятность перемещения грунта или размыва подводного перехода
№ п/пНаименование фактора F31 - вероятность перемещения грунтаВ31
1Высокая вероятность. Перемещения грунта являются обычным явлением, наблюдаются регулярные сдвиги и разрывы грунта, оползни, оседания, обвалы, пучения. Зоны опасных сейсмических процессов (выше 8 баллов по "СП 14.13330.2014. Свод правил. Строительство в сейсмических районах. СНиП II-7-81*" (далее - СП 14.13330.2014), утвержденный приказом Минстроя России от 18 февраля 2014г. №60/пр, зоны вечной мерзлоты, зоны шахтных разработок, горные районы. Подводный переход относится к типу 3 или 4 по степени опасности размыва10
2Средняя вероятность. Топография и типы грунта не исключают возможности перемещений грунта, однако значительные деформации грунта наблюдаются редко. Повреждений или недопустимых изменений положения ОПО МН и МНПП по этой причине не зарегистрировано. Зоны малоопасных сейсмических процессов (6 или 7 баллов по СП 14.13330.2014). Подводный переход относится к типу 25
3Низкая вероятность. Перемещения грунта наблюдаются редко. Смещения и повреждения ОПО МН и МНПП практически исключены. Подводный переход относится к типу 1. Участок ОПО МН и МНПП расположен вне сейсмически опасных зон1
4Никаких признаков, указывающих на потенциальную угрозу, связанную с перемещениями грунта, нет0
5Информация о возможности перемещений грунта на подводном переходе отсутствует10

Категории подводных переходов по степени опасности размыва дюкера при переходах через водные преграды принимают в соответствии с таблицей №13 данного приложения.

Таблица №13

Классификация подводных переходов по степени опасности размыва дюкера
Тип участка переходаХарактеристика водной преградыСтепень опасности размыва
1Глубинные переформирования незначительны, ОПО МН и МНПП, как правило, не размываются (переходы через малые реки шириной до 50м ленточно-грядового, осередкового и побочневого типов, реки любой ширины с устойчивыми берегами и руслами)Незначительная. Эксплуатация перехода ведется без осложнений
2Глубинные деформации - до 2м, плановые - до 10м (средние и крупные реки ленточно-грядового и побочневого типов)Умеренная и умеренно высокая. Размывы часты при неправильной глубине заложения дюкера
3Глубинные деформации - до 2м, плановые - до 100м (мелкие, средние и крупные реки с русловым процессом ограниченного, незавершенного и свободного типов меандрирования и пойменной многорукавности). Возможные размывы представляют большую опасность из-за трудности точного определения максимальных плановых переформирований. Возможны повреждения ОПО МН и МНПП водным потоком, ледоходом, якорями, волокушами судовВысокая. Размывы очень часты и нередко сопровождаются разрушениями труб
4Горные реки, селевые потоки, реки с ярко выраженным неустойчивым руслом. Максимальные плановые переформирования и глубинные переформирования более 2м могут происходить в течение нескольких дней, недель или месяцевОчень высокая. Строительство подводных ОПО МН и МНПП не рекомендуется

1.3.2. Фактор F32 - несущая способность грунта.

Состав грунта определяет его несущую способность, влияющую на устойчивость проектного положения оси ОПО МН и МНПП, и, следовательно, на вероятность нарушения целостности ОПО МН и МНПП. Чем выше несущая способность грунта, тем устойчивее положение ОПО МН и МНПП и тем меньше вероятность возникновения недопустимых напряжений в стенке трубы, которые могут привести к ее разгерметизации. Балльная оценка проводится по таблице №14 данного приложения.

Таблица №14

Несущая способность грунта
№ п/пНаименование фактора F32 - несущая способность грунтаВ32
1Низкая (торфяники - сильно и слаборазложившиеся; зоны болот; пески - пылеватые твердомерзлые и пылеватые с включениями гальки, гравия и валунов; супеси пластичные, мерзлые, мало- и сильнольдистые; мягкопластичные глины и суглинки)10
2Средняя (суглинки полутвердые тугопластичные, твердомерзлые - малольдистые и льдистые, суглинки с включениями гравия и гальки, полутвердые тугопластичные глины; мелкие плотные влажные и водонасыщенные пески)5
3Нормальная (глины твердомерзлые - малольдистые и льдистые; глинистые сланцы с кварцевыми жилами, твердые суглинки и супеси; гравелистые крупные влажные и водонасыщенные пески)2

1.3.3. Фактор F33 - наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводов.

Фактор учитывает дополнительное влияние, оказываемое наличием на ОПО МН и МНПП тяжелой наземной арматуры, на вероятность возникновения при сезонных колебаниях температуры и неравномерной осадке грунта значительных напряжений и деформаций изгиба участков ОПО МН и МНПП, примыкающих к наземным узлам и, следовательно, на вероятность разрушения ОПО МН и МНПП. Балльную оценку определяют по таблице №15 данного приложения.

Таблица №15

Наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводов
№ п/пНаименование фактора F33 - наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводовВ33
1На участке присутствует надземный узел со сложной обвязкой и арматурой без фундамента10
2На участке присутствует сложный надземный узел с арматурой на фундаменте, рамная конструкция рассчитана с учетом рекомендаций современных нормативных документов5
3На участке присутствует линейная арматура без фундамента7
4На участке присутствует линейная арматура на фундаменте3
5Надземные сооружения отсутствуют0

1.3.4. Фактор F34 - проведение превентивных мероприятий.

К превентивным мероприятиям относятся:

а) меры, обеспечивающие физическую защиту или ослабление напряжений в ОПО МН и МНПП: заложение ОПО МН и МНПП ниже глубины деформаций грунта (для подводных переходов ниже предполагаемой глубины размыва), перенос участка трассы, устройство подпорных стенок на косогорах, установка компенсаторов, грунтовая разгрузка ОПО МН и МНПП с помощью устройства параллельных траншей;

б) меры по изменению свойств грунта, например, осушение грунта с помощью систем дренажа;

в) проведение мониторинга деформаций грунта и перемещений ОПО МН и МНПП.

Балльная оценка зависит от наличия или отсутствия предупредительных мероприятий на анализируемом участке трассы, в случае необходимости их проведения. Балльную оценку рассчитывают как сумму балльных оценок трех составляющих. Сведения о проведении превентивных мероприятий приведены в таблице №16 данного приложения.

Таблица №16

Проведение превентивных мероприятий
mНаименование составляющей m фактора F34 - проведение превентивных мероприятийВ34(m)
1Меры по ослаблению напряжений в ОПО МН и МНППимели место или не требуются0
не имели места или неадекватны2
2Мероприятия по изменению свойств грунтапроводятся или не требуются0
не проводятся или проводятся неадекватно1,5
3Мониторинг деформаций грунта и перемещений ОПО МН и МНППпроводится постоянно с помощью, например, инженерно-сейсмометрических станций0
проводится визуально два раза в год (весной и осенью) с помощью неподвижных реперов на трассе1
не проводится или проводится редко3
напряженно-деформированное состояние контролируется с помощью "интеллектуальных вставок"0
1.4. Группа 4 - конструктивно-технологические факторы

Данная группа включает факторы, отражающие качественное влияние основных проектных решений на вероятность аварий. Здесь оценивается точность учета всех возможных нагрузок и воздействий на ОПО МН и МНПП при расчете его конструкции.

Обозначения и наименования факторов влияния в группе 4 приведены в таблице №17 данного приложения.

Таблица №17

Факторы группы 4
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q4j
F41Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой0,35
F42Усталость металла0,30
F43Возможность возникновения гидравлических ударов0,15
F44Системы телемеханики0,20

1.4.1. Фактор F41 - отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой.

Расчетное значение толщины стенки ОПО МН и МНПП δрасч сравнивают с наименьшим в пределах данного участка фактическим значением толщины стенки δфакт, полученным либо путем измерений, либо вычитанием максимального производственного допуска из номинального значения толщины стенки труб, уложенных на анализируемом участке ОПО МН и МНПП. Итоговую балльную оценку рассчитывают через отношение δфакт/δрасч с помощью формул:

В41 = 22,5 - 12,5(δфактрасч)   при   1,0≤(δфактрасч)≤1,8   .   (6)

В41 = 0   при   (δфактрасч)>1,8   .   (7)

1.4.2. Фактор F42 - усталость металла.

Циклические изменения напряжений в стенке ОПО МН и МНПП в основном вызываются колебаниями давления перекачиваемой среды, которые в стационарном режиме перекачки обусловлены конструктивными особенностями рабочих органов насосов, а в нестационарном - частичными или полными отказами насосов. Зоны активных динамических нагрузок наблюдаются на расстоянии от 2 до 15км от НПС вниз по потоку. Кроме того, циклы изменения нагрузок на ОПО МН и МНПП наблюдаются на переходах через автомобильные и железные дороги, а также при перекачке жидкостей с разными плотностями.

Балльная оценка данного фактора базируется на оценке степени "неблагоприятности" комбинации числа циклов нагружения, имевших место за все время эксплуатации анализируемого участка, и амплитуды этой нагрузки, выраженной в процентах от рабочего давления Pраб в ОПО МН и МНПП. Данные об амплитуде нагрузки и числе циклов нагружения приведены в таблице №18 данного приложения.

Таблица №18

Амплитуда нагрузки и число циклов нагружения
Значение фактора F42 в зависимости от амплитуды нагрузки и числа циклов нагружения
Амплитуда нагрузки,
% от Pраб
Число циклов нагружения в течение всего периода эксплуатации
Менее 103103-104104-105105-106Более 106
1005,56,78,09,310,0
904,06,07,38,79,3
753,45,56,78,08,7
502,74,76,07,38,0
252,04,05,56,77,3
101,43,44,76,06,7
51,02,74,05,56,0

Если на участке выявлено несколько источников циклических напряжений, то за итоговую балльную оценку принимают наибольшую из полученных балльных оценок для каждого участка.

В случае, когда число циклов нагружения и амплитуду перепада давления достоверно оценить невозможно, балльную оценку данного фактора влияния на трехкилометровых участках вблизи НПС принимают равной 9.

Пример оценки фактора F42

На участке ОПО МН и МНПП идентифицировано два типа циклической нагрузки:

- первого типа - повышение давления в ОПО МН и МНПП около 50% от Рраб, вызванное пуском насоса два раза в неделю;

- второго типа - движение транспортных средств по дороге над ОПО МН и МНПП, вызывающее повышение давления на 5% от Рраб частотой не менее 100 транспортных средств в 1 день. Рассматриваемая секция ОПО МН и МНПП эксплуатируется 4 года. Нагрузки от транспортных средств и указанные циклы нагружения насоса происходили с момента ввода участка в эксплуатацию.

Для первого типа циклы нагружения составят: два запуска в неделю×52 недели×4 года=416 циклов.

В таблице №18 выбираем строку, соответствующую амплитуде нагрузки 50% от Рраб, и столбец, соответствующий числу циклов нагружения менее 103. Балльная оценка для этого источника циклических напряжений В42(1)=2,7.

Для второго типа циклы нагружения составят: 100 транспортных средств в 1 день×365 дней×4 года = 146000 циклов.

В таблице №18 выбираем строку, соответствующую амплитуде нагрузке 5% от Рраб, и столбец, соответствующий числу циклов нагружения в диапазоне от 104 до 105. Балльная оценка для этого источника циклических напряжений В42(2)=5,5.

Таким образом, за итоговую балльную оценку для данного участка принимаем В42=5,5.

1.4.3. Фактор F43 - возможность возникновения гидравлических ударов.

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварийной ситуации при перекачке жидких сред определяется вероятностью образования волн давления, превышающих рабочее давление в ОПО МН и МНПП Рраб более чем на 10%. Балльную оценку определяют по таблице №19 данного приложения.

Таблица №19

Возможность возникновения гидравлических ударов
№ п/пНаименование фактора F43 - возможность возникновения гидравлических ударовВ43
1Высокая вероятность гидравлических ударов8
2Средняя или низкая вероятность гидравлических ударов (параметры и скорость жидкости не исключают возможности возникновения волн давления, но опасности они не представляют, поскольку гасятся соответствующими устройствами: уравнительными резервуарами, предохранительными клапанами, устройствами медленного закрытия запорной арматуры)4
3Низкая или нулевая вероятность гидравлических ударов (практически исключена возможность возникновения всплеска давления, превышающего на 10%Pраб)0

1.4.4. Фактор F44 - системы телемеханики и автоматики.

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварий вследствие повышения давления сверх допустимого уровня определяется тем, насколько полно (по охвату эксплуатационного участка), точно (по месту) и оперативно система обеспечивает дистанционное измерение давления в пределах эксплуатируемого участка, обеспечивает ли аварийную сигнализацию по давлению, автоматическое управление системами отключения перекачивающих агрегатов и соответствующей арматуры, включает ли подсистему предотвращения гидроударов.

Сведения о системах телемеханики и автоматики приведены в таблице №20 данного приложения.

Таблица №20

Системы телемеханики и автоматики
№ п/пНаименование фактора F44 - системы телемеханики и автоматикиВ44
1Системы телемеханики и автоматики обеспечивают телеизмерение давления на НПС и ЛЧ ОПО МН и МНПП в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения запорной арматуры по трассе, аварийную сигнализацию и автоматическое отключение магистральных насосов (остановку перекачки) в случае недопустимого повышения давления. На ОПО МН и МНПП имеются системы гашения ударной волны и системы обнаружения утечек на участках ОПО МН и МНПП0
2Системы телемеханики обеспечивают телеизмерение давления в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения линейной запорной арматуры по трассе, аварийную сигнализацию технологических параметров5
1.5. Группа 5 - дефекты тела трубы и сварных швов

В данную группу входят три фактора, отражающие контроль (диагностику) состояния ОПО МН и МНПП с помощью ВИП. Учитывают время, прошедшее после последней диагностики, принятые меры, количество (плотность) и опасность дефектов трубы (гофров, вмятин, потерь металла, расслоений, трещин), обнаруженных с помощью ВИП.

При отсутствии данных о проведении внутритрубной диагностики для участка ОПО МН и МНПП, балльную оценку данной группы факторов рекомендуется принимать максимальной. B5 принимают равной 10.

Данные о факторах группы 5 приведены в таблице №21 данного приложения.

Таблица №21

Факторы группы 5
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q5j
F51Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года на участке трассы0,3
F52Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет на участке трассы0,2
F53Диагностика0,5

1.5.1. Фактор F51 - количество опасных дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года на участке трассы.

Оценку фактора F52, связанного со средним количеством (плотностью) дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года, обнаруженных ВИП на 1км участка, определяют по таблице №22 данного приложения.

Таблица №22

Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года
на однокилометровом участке трассы ОПО МН и МНПП
№ п/пНаименование фактора F51 - количество дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года на участке трассыВ51
1Более 1010
2От одного до 107
3От 0,1 до одного3
4Менее 0,11
5Дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года не обнаружено0

1.5.2. Фактор F52 - количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет на участке трассы.

Оценку фактора F52, связанного со средним количеством дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет, обнаруженных ВИП на 1км участка, определяют по таблице №23 данного приложения.

Таблица №23

Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет
на участке трассы ОПО МН и МНПП
№ п/пНаименование фактора F52 - количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет на участке трассыВ52
1Более 5010
2От 30 до 507
3От 10 до 303
4Менее 101
5Дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет не обнаружено0

1.5.3. Фактор F53 - диагностика.

Балльную оценку этого фактора определяют в зависимости от количества лет τсн, прошедших со дня последнего пропуска ВИП по одной из формул:

В53 = τсн (1 - 2ξ + ξ / 2,3τсн)   при   τсн≤5   ;   (8)

В53 = τсн   при   5<τсн≤10   ;   (9)

В53 = 10   при   τсн>10    ,    (10)

где

ξ - параметр для различных типов ВИП для случаев обнаружения дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет и дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года. Значение коэффициента ξ приведено в таблице №24 данного приложения.

Если участок ОПО МН и МНПП эксплуатируют с неустраненными дефектами с предельным сроком эксплуатации не более 1 года сверх лимитированного срока, то B53 принимают равным 10.

Таблица №24

Диагностика
Значение коэффициента ξ в зависимости от вида дефектов и типа ВИП
Вид дефекта"Калипер""Ультраскан-WM"Магнитный дефектоскопУльтразвуковой "CD"Другие типы
Дефекты с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет0,10,50,30,50,2
Дефекты с предельным сроком эксплуатации не более 1 года0,050,250,150,250,1

2. Балльная оценка факторов влияния состояния проектируемых ОПО МН и МНПП на степень риска аварий

Для проектируемых ОПО МН и МНПП рассматривают следующие группы факторов влияния:

а) внешние антропогенные воздействия;

б) коррозия;

в) природные воздействия;

г) конструктивно-технологические факторы;

д) сложность СМР.

В таблице №25 данного приложения приведены в качестве примера значения весовых коэффициентов ρi для проектируемого ОПО МН и МНПП.

Таблица №25

Весовые коэффициенты
Обозначение и наименование группы факторовДоля группы, ρi
Гр*1Внешние антропогенные воздействия0,60
Гр*2Коррозия0,10
Гр*3Природные воздействия0,10
Гр*4Конструктивно-технологические факторы0,10
Гр*5Сложность строительно-монтажных работ0,10

Примечание. Факторы и группы факторов для проектируемых ОПО МН и МНПП обозначаются с использованием знака "*".

2.1. Группа Гр*1 - внешние антропогенные воздействия

В группу Гр*1 входят внешние по отношению к рассматриваемой трубопроводной системе факторы, влияющие на вероятность повреждения ОПО МН и МНПП со стороны третьих лиц.

Данные о факторах группы Гр*1 приведены в таблице №26 данного приложения.

Таблица №26

Факторы группы Гр*1
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе q1j
F*11Минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНПП0,4
F*12Уровень антропогенной активности0,2
F*13Опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти (нефтепродуктов)0,4

2.1.1. Фактор F*11 - минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНПП

В качестве глубины минимального заложения h необходимо рассматривать фактическую толщину слоя грунта над верхней образующей самого мелкозаглубленного отрезка анализируемого участка ОПО МН и МНПП, независимо от протяженности этого отрезка. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* требуемая минимальная глубина заглубления варьируется в зависимости от диаметра и назначения ОПО МН и МНПП, а также от местных грунтовых условий и характера землепользования от 0,6 до 1,1м от земной поверхности до верхней образующей ОПО МН и МНПП (в среднем h=0,9м).

Балльное значение для фактической глубины заложения на сухопутном участке ОПО МН и МНПП рассчитывают по следующим формулам:

В*11=0   при h≥1,8   ;   (11)

В*11=0,83(1,8 - h)   при 0,6<h<1,8   ;   (12)

В*11=1+25(h - 0,6)2   при 0<h<0,6   ,   (13)

где

h= hгр + hдоп, hдоп определяется по таблице №27 данного приложения.

Таблица №27

Эквивалентная толщина дополнительного
механического защитного покрытия ОПО МН и МНПП
Тип и толщина дополнительного покрытияЭквивалентная толщина слоя грунта, hдоп, м
Бетонное покрытие толщиной 0,05м0,2
Бетонное покрытие толщиной 0,1м0,6
Защитный кожух (футляр)0,6
Железобетонная плита0,6

Для подводных переходов роль основной защиты от механического повреждения играет глубина заложения ОПО МН и МНПП в донный грунт hгр и дополнительные защитные покрытия (бетонное покрытие на поверхности трубы (наряду с футеровкой) или железобетонная плита над ОПО МН и МНПП). Также важную роль играет глубина водоема, прежде всего, для переходов через судоходные реки, сплавные реки, водоемы активного промышленного рыболовства.

Балльное значение на переходах через водные преграды для комбинации фактической глубины заложения и глубины водоема рассчитывают по формулам:

В*11=0,67(hгр + hдоп -3)2 + 0,16(hв - 5)2   при 0<(hгр + hдоп)<3,0м и 0<hв<5м   ;   (14)

В*11=0   при (hгр + hдоп)>3,0м или hв>5м   ,   (15)

где

hв - фактическая глубина водоема над самым мелкозаглубленным (в грунт) участком перехода, м.

При отсутствии информации о реальном состоянии подводного перехода В*11 принимают равным 9.

2.1.2. Фактор F*12 - уровень антропогенной активности.

В таблице №28 данного приложения приведены значения отдельных составляющих фактора F*12 и соответствующие им балльные оценки B*12(m), где m - номер составляющей. Итоговую балльную оценку для данного фактора рассчитывают как сумму балльных оценок нижеприведенных пяти составляющих. Если сумма баллов превышает 10, то B*12 принимают равным 10.

Таблица №28

Уровень антропогенной активности
mНаименование составляющей m фактора F*12 - уровень антропогенной активностиB*12(m)
1Плотность населения Ннас в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы0<Ннас<50 чел./км20,06Ннас
Ннас>50 чел./км23
2Активность проведения в охранной зоне ОПО МН и МНПП строительных работ на момент проведения количественного анализа риска аварий (по разрешениям на право проведения работ в охранных зонах)высокая (указанные работы, как правило, ведутся более трех месяцев в году)3
умеренная (указанные работы ведутся от одного до трех месяцев в году)2
низкая (указанные работы носят эпизодический характер)1
отсутствует (указанные работы никогда не проводились ранее и не проводятся сейчас)0
3Наличие ОПО МН и МНПП и других коммуникаций иной принадлежности в охранной зоне ОПО МН и МНППбольшое количество (более двух)2
небольшое количество (не более двух)0,5
вневедомственные коммуникации отсутствуют0
4Наличие участков автомобильных и железных дорог в пределах охранной зоны ОПО МН и МНППприсутствуют2
отсутствуют0
5Интенсивность судоходства (только для подводных переходов)высокая (30 и более судов в сутки)4
средняя (от пяти до 30 судов в сутки)2
низкая (менее пяти судов в сутки)1
река несудоходная0

2.1.3. Фактор F*13 - опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти (нефтепродукта).

Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих. В том случае если сумма баллов превышает 10, то B*13 принимают равным 10.

Сведения об опасности диверсий и врезок для составляющих фактора F*13 приведены в таблице №29 данного приложения.

Таблица №29

Опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти (нефтепродукта)
mНаименование составляющей m фактора F*13 - опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти (нефтепродукта)B*13(m)
1Несанкционированные врезки.
На эксплуатируемом участке ОПО МН и МНПП, попыток хищения нефти, нефтепродуктов не фиксировалось
0
На эксплуатируемом участке фиксировались попытки хищения нефти, нефтепродуктов. С целью предотвращения несанкционированных врезок осуществляется патрулирование трассы ОПО МН и МНППназемный осмотр трассы выполняется обходчиком ежедневно/воздушный осмотр трассы проводится от двух до пяти раз в неделю2
наземный осмотр трассы выполняется обходчиком два или три раза в неделю/осмотр трассы с воздуха не проводится5
наземный осмотр трассы выполняется обходчиком один раз в неделю/осмотр трассы с воздуха не проводится8
На эксплуатируемом участке фиксировались попытки хищения нефти, нефтепродуктов. На ОПО МН и МНПП установлена автоматизированная система обнаружения врезок (система виброакустического мониторинга, система "Капкан" или иное)0
На эксплуатируемом участке ранее фиксировались попытки хищения нефти, нефтепродуктов, но меры защиты не принимаются10
2Диверсии на ОПО МН и МНПП.
Анализируемый участок ОПО МН и МНПП располагается в Северо-Кавказском федеральном округе (на территории Республики Дагестан, Республики Ингушетии, Чеченской Республики, Республики Северная Осетия - Алания, Кабардино-Балкарской Республики, Карачаево-Черкесской Республики, южных районов Ставропольского края)
5
2.2. Группа Гр*2 - коррозия

Данная группа факторов оценивает объективно существующие на трассе условия, способствующие интенсификации почвенной коррозии (коррозионной активности грунтов, обводненности, наличии других подземных металлических сооружений, в том числе токопроводящих). Факторы, входящие в данную группу, перечислены в таблице №30 данного приложения.

Таблица №30

Факторы группы Гр*2
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q2j
F*21Коррозионная активность грунта0,5
F*22Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП0,5

2.2.1. Фактор F*21 - коррозионная активность грунта

Коррозионные свойства грунта зависят от его температуры, влажности, пористости, газопроницаемости, содержания солей - характеристик, которые интегрированы в удельном сопротивлении грунта ρг. Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих. В том случае если сумма баллов превышает 10 (или при отсутствии данных о свойствах грунта), то B*21 принимают равным 10.

Сведения о коррозионной активности грунта для составляющих фактора F*21 приведены в таблице №31 данного приложения.

Таблица №31

Коррозионная активность грунта
mНаименование составляющей m фактора F*21 - коррозионная активность грунтаB*21(m)
1Удельное сопротивление грунта ρг, Ом·м:
ρг≤5;10
5г≤20;12-0,4ρг
20г≤100;5-0,5ρг
ρг>1000
2Кислотность грунта, pH:
3≤pH≤7;8,75-1,25pH
pH>70

2.2.2. Фактор F*22 - наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП.

Балльную оценку протяженности зон электрохимического взаимодействия ОПО МН и МНПП с другими металлическими подземными и наземными сооружениями (в том числе электрифицированными), линиями электропередачи рассчитывают как сумму оценок двух составляющих. Если сумма баллов превышает 10, то B*22 принимают равным 10.

Сведения о наличии подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП приведены в таблице №32 данного приложения.

Таблица №32

Наличие подземных металлических сооружений и
энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП
mНаименование составляющей m фактора F*22 - наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНППВ*22(m)
1Количество находящихся в пределах 50м от трассы металлических сооружений на анализируемом участкеотсутствуют0
от 1 до 103
от 11 до 257
более 2510
2Наличие энергосистем постоянного и переменного токаотсутствуют в пределах 50м от трассы0
присутствуют, но предусмотрена защита от блуждающих токов5
присутствуют, защита от блуждающих токов отсутствует10
2.3. Группа Гр*3 - природные воздействия

В данной группе рассматривают факторы влияния, связанные с природными воздействиями механического характера:

а) повреждения ОПО МН и МНПП при деформациях грунта, происходящих в форме обвалов, оползней, селевых потоков, термокарста, пучения грунта, солифлюкции;

б) повреждения прямых и слабоизогнутых участков ОПО МН и МНПП вследствие продольно-поперечного изгиба ОПО МН и МНПП от действия термических сжимающих нагрузок с разрушением засыпки, полной потерей устойчивости изогнутого состояния и резким нарастанием прогибов и пластических деформаций в сечении ОПО МН и МНПП;

в) неравномерная осадка ОПО МН и МНПП, которая более всего проявляется на наземных узлах разветвленной конфигурации (узлах подключения к НПС), линейной арматуре, камерах пуска и приема очистных устройств, береговых "гребенках" и на примыкающих к ним участках;

г) размывы траншеи на подводном переходе ОПО МН и МНПП, связанные с переформированием русла реки, и повреждения ОПО МН и МНПП от гидродинамического воздействия потока.

Данная группа включает четыре фактора влияния, сведения о которых приведены в таблице №33 данного приложения.

Таблица №33

Факторы группы Гр*2
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля в группе, q3j
F*31Вероятность перемещений грунта0,2
F*32Несущая способность грунта0,15
F*33Наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводов0,15
F*34Проведение превентивных мероприятий0,5

2.3.1. Фактор F*31 - вероятность перемещений грунта.

Балльную оценку определяют в соответствии с вероятностью перемещений грунта или размыва подводного перехода, данные о которой приведены в таблице №34 данного приложения. Классификация подводных переходов по степени опасности размыва дюкера при переходах через водные преграды принимают в соответствии с таблицей №35 данного приложения.

Таблица №34

Вероятность перемещения грунта или размыва подводного перехода
№ п/пНаименование фактора F*31 - вероятность перемещения грунтаВ*31
1Высокая вероятность. Перемещения грунта являются обычным явлением, наблюдаются регулярные сдвиги и разрывы грунта, оползни, оседания, обвалы, пучения. Зоны опасных сейсмических процессов (выше 8 баллов по СП 14.13330.2014), зоны вечной мерзлоты, зоны шахтных разработок, горные районы. Подводный переход относится к типу 3 или 4 по степени опасности размыва10
2Средняя вероятность. Топография и типы грунта не исключают возможности перемещений грунта, однако значительные деформации грунта наблюдаются редко. Повреждений или недопустимых изменений положения ОПО МН и МНПП по этой причине не зарегистрировано. Зоны малоопасных сейсмических процессов (6 или 7 баллов по СП 14.13330.2014). Подводный переход относится к типу 25
3Низкая вероятность. Перемещения грунта наблюдаются редко. Смещения и повреждения ОПО МН и МНПП практически исключены. Подводный переход относится к типу 1. Участок ОПО МН и МНПП расположен вне сейсмически опасных зон1
4Никаких признаков, указывающих на потенциальную угрозу, связанную с перемещениями грунта, нет0
5Информация о возможности перемещений грунта на подводном переходе отсутствует10

Таблица №35

Классификация подводных переходов по степени опасности размыва дюкера
Тип участка переходаХарактеристика водной преградыСтепень опасности размыва
1Глубинные переформирования незначительны, ОПО МН и МНПП, как правило, не размываются (переходы через малые реки шириной до 50м ленточно-грядового, осередкового и побочневого типов, реки любой ширины с устойчивыми берегами и руслами)Незначительная. Эксплуатация перехода ведется без осложнений
2Глубинные деформации - до 2м, плановые - до 10м (средние и крупные реки ленточно-грядового и побочневого типов)Умеренная и умеренно высокая. Размывы часты при неправильной глубине заложения дюкера
3Глубинные деформации - до 2м, плановые - до 100м (мелкие, средние и крупные реки с русловым процессом ограниченного, незавершенного и свободного типов меандрирования и пойменной многорукавности). Возможные размывы представляют большую опасность из-за трудности точного определения максимальных плановых переформирований. Возможны повреждения ОПО МН и МНПП водным потоком, ледоходом, якорями, волокушами судовВысокая. Размывы очень часты и нередко сопровождаются разрушениями труб
4Горные реки, селевые потоки, реки с ярко выраженным неустойчивым руслом. Максимальные плановые переформирования и глубинные переформирования более 2м могут происходить в течение нескольких дней, недель или месяцевОчень высокая. Строительство подводных ОПО МН и МНПП не рекомендуется

2.3.2. Фактор F*32 - несущая способность грунта.

Состав грунта определяет его несущую способность, влияющую на устойчивость проектного положения оси ОПО МН и МНПП, и, следовательно, на вероятность нарушения целостности ОПО МН и МНПП. Чем выше несущая способность грунта, тем устойчивее положение ОПО МН и МНПП и тем меньше вероятность возникновения недопустимых напряжений в стенке трубы, которые могут привести к ее разгерметизации. Балльную оценку проводят по таблице №36 данного приложения.

Таблица №36

Несущая способность грунта
№ п/пНаименование фактора F*32 - несущая способность грунтаВ*32
1Низкая (торфяники - сильно и слаборазложившиеся; зоны болот; пески - пылеватые твердомерзлые и пылеватые с включениями гальки, гравия и валунов; супеси пластичные, мерзлые, мало- и сильнольдистые; мягкопластичные глины и суглинки)10
2Средняя (суглинки полутвердые тугопластичные, твердомерзлые - малольдистые и льдистые, суглинки с включениями гравия и гальки, полутвердые тугопластичные глины; мелкие плотные влажные и водонасыщенные пески)5
3Нормальная (глины твердомерзлые - малольдистые и льдистые, глинистые сланцы с кварцевыми жилами, твердые суглинки и супеси; гравелистые крупные влажные и водонасыщенные пески)2

2.3.3. Фактор F*33 - наличие на участке линейной арматуры и надземных технологических трубопроводов.

Фактор учитывает дополнительное влияние, оказываемое наличием на ОПО МН и МНПП тяжелой наземной арматуры, на вероятность возникновения при сезонных колебаниях температуры и неравномерной осадке грунта значительных напряжений и деформаций изгиба участков ОПО МН и МНПП, примыкающих к наземным узлам и, следовательно, на вероятность разрушения ОПО МН и МНПП. Балльную оценку определяют по таблице №37 данного приложения.

Таблица №37

Наличие на участке линейной арматуры и
надземных технологических трубопроводов
№ п/пНаименование фактора F*33 - наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводовВ*33
1На участке присутствует надземный узел со сложной обвязкой и арматурой без фундамента10
2На участке присутствует сложный надземный узел с арматурой на фундаменте, рамная конструкция рассчитана с учетом рекомендаций современных нормативных документов5
3На участке присутствует линейная арматура без фундамента7
4На участке присутствует линейная арматура на фундаменте3
5Надземные сооружения отсутствуют0

2.3.4. Фактор F*34 - проведение превентивных мероприятий.

К превентивным мероприятиям относятся:

а) меры, обеспечивающие физическую защиту или ослабление напряжений в ОПО МН и МНПП: заложение ОПО МН и МНПП ниже глубины деформаций грунта (для подводных переходов ниже предполагаемой глубины размыва), перенос участка трассы, устройство подпорных стенок на косогорах, установка компенсаторов, грунтовая разгрузка ОПО МН и МНПП с помощью устройства параллельных траншей;

б) меры по изменению свойств грунта, например, осушение грунта с помощью систем дренажа;

в) проведение мониторинга деформаций грунта и перемещений ОПО МН и МНПП.

Балльная оценка зависит от наличия или отсутствия предупредительных мероприятий на анализируемом участке трассы, в случае необходимости их проведения. Балльную оценку рассчитывают как сумму балльных оценок трех составляющих. Сведения о проведении превентивных мероприятий приведены в таблице №38 данного приложения.

Таблица №38

Проведение превентивных мероприятий
mНаименование составляющей m фактора F*34 - проведение превентивных мероприятийB*34(m)
1Меры по ослаблению напряжений в ОПО МН и МНППне требуются0
не планируются2
2Мероприятия по изменению свойств грунтапланируются или не требуются0
не планируются1,5
3Мониторинг деформаций грунта и перемещений ОПО МН и МНППпланируется с помощью, например, инженерно-сейсмометрических станций0
планируется проведение визуального мониторинга 2 раза в год (весной и осенью) с помощью неподвижных реперов на трассе1
не планируется3
напряженно-деформированное состояние будет контролироваться с помощью "интеллектуальных вставок"0
2.4. Группа Гр*4 - конструктивно-технологические факторы

Данная группа включает факторы, отражающие влияние качества основных проектных решений на вероятность аварий. Здесь оценивают точность учета всех возможных нагрузок и воздействий на ОПО МН и МНПП при расчете его конструкции.

Обозначения и наименования факторов влияния приведены в таблице №39 данного приложения.

Таблица №39

Факторы группы Гр*4
Обозначение и наименование фактора влияния в четвертой группеДоля в группе, q4j
F*41Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой0,35
F*42Усталость металла0,30
F*43Возможность возникновения гидравлических ударов0,15
F*44Системы телемеханики0,20

2.4.1. Фактор F*41 - отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой.

Расчетное значение толщины стенки ОПО МН и МНПП δрасч сравнивается с наименьшим в пределах данного участка фактическим значением толщины стенки δфакт, полученным либо путем измерений, либо вычитанием максимального производственного допуска из номинального значения толщины стенки труб, уложенных на анализируемом участке ОПО МН и МНПП. Итоговую балльную оценку рассчитывают через отношение δфактрасч с помощью следующих формул:

В*41 = 22,5 - 12,5(δфактрасч)   при   1,0≤(δфактрасч)≤1,8   .   (16)

В*41 = 0   при   (δфактрасч)>1,8   .   (17)

2.4.2. Фактор F*42 - усталость металла.

Циклические изменения напряжений в стенке ОПО МН и МНПП в основном вызываются колебаниями давления перекачиваемой среды, которые в стационарном режиме перекачки обусловлены конструктивными особенностями рабочих органов насосов, а в нестационарном - частичными или полными отказами насосов. Зоны активных динамических нагрузок наблюдаются на расстоянии от двух до 15км от НПС вниз по потоку. Кроме того, циклы изменения нагрузок на ОПО МН и МНПП наблюдаются на переходах через авто- и железные дороги.

Для проектируемых ОПО МН и МНПП балльную оценку данного фактора влияния на трех километровых участках вблизи НПС принимают равной 2.

2.4.3. Фактор F*43 - возможность возникновения гидравлических ударов.

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварийной ситуации при перекачке жидких сред определяется вероятностью образования волн давления, превышающих рабочее давление в ОПО МН и МНПП Pраб более чем на 10%. Балльную оценку определяют по таблице №40 данного приложения.

Таблица №40

Возможность возникновения гидравлических ударов
№ п/пНаименование фактора F*43 - возможность возникновения гидравлических ударовВ*43
1Высокая вероятность гидравлических ударов8
2Средняя или низкая вероятность гидравлических ударов (параметры и скорость жидкости не исключают возможности возникновения волн давления, но опасности они не представляют, поскольку гасятся соответствующими устройствами - уравнительными резервуарами, предохранительными клапанами, устройствами медленного закрытия трубопроводной арматуры)4
3Низкая или нулевая вероятность гидравлических ударов (практически исключена возможность возникновения всплеска давления, превышающего на 10%Pраб)0

2.4.4. Фактор F*44 - системы телемеханики и автоматики.

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварий вследствие повышения давления сверх допустимого уровня определяется тем, насколько полно (по охвату эксплуатационного участка), точно (по месту) и оперативно система обеспечивает дистанционное измерение давления в пределах эксплуатируемого участка, обеспечивает ли аварийную сигнализацию по давлению, автоматическое управление системами отключения перекачивающих агрегатов и соответствующей арматуры, включает ли подсистему предотвращения гидроударов.

Данные о системах телемеханики и автоматики приведены в таблице №41 данного приложения.

Таблица №41

Системы телемеханики и автоматики
№ п/пНаименование фактора F*44 - системы телемеханики и автоматикиВ*44
1Системы телемеханики и автоматики обеспечивают телеизмерение давления на НПС и ЛЧ ОПО МН и МНПП в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения запорной арматуры по трассе, аварийную сигнализацию и автоматическое отключение магистральных насосов (остановку перекачки) в случае недопустимого повышения давления. На ОПО МН и МНПП имеются системы гашения ударной волны и системы обнаружения утечек на участках ОПО МН и МНПП0
2Системы телемеханики обеспечивают телеизмерение давления в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения запорной арматуры по трассе, аварийную сигнализацию технологических параметров5
2.5. Группа Гр*5 - сложность строительно-монтажных работ

Некачественное или неправильное выполнение СМР чревато появлением дефектов труб (дефектов геометрии, сварных швов, царапин, задиров) и изоляционного покрытия, возникновением дополнительных напряжений в ОПО МН и МНПП, нарушением его устойчивости, что, в свою очередь, значительно повышает вероятность возникновения аварий на этапе эксплуатации.

В составе данной группы для проектируемых ОПО МН и МНПП рассмотрен один фактор влияния - фактор F*51 - категория участка по сложности производства работ.

Сложность трассы, характеризуемая степенью пересеченности и обводненности местности, наличием мерзлых грунтов, влияет на условия передвижения и работы строительных машин и механизмов, их энергообеспечения, трудоемкость всех технологических операций.

Балльную оценку фактора выбирают непосредственно из таблицы №42 в зависимости от того, к какой категории по сложности строительства относится анализируемый участок.

Чем выше категория участка по сложности строительства (самая высокая - I), тем вероятнее нанесение повреждения трубам на этапе СМР и, следовательно, выше вероятность возникновения аварий на этапе эксплуатации этого участка ОПО МН и МНПП.

Таблица №42

Категория участка по сложности производства работ
№ п/пНаименование фактора F*51- категория участка по сложности производства работВ*51
1Участки категории сложности I (подводные и надводные переходы через реки шириной более 50м, болота типов II и III, барханные незакрепленные пески, продольные уклоны крутизной более 30° и протяженностью более 100м, горные участки, вечномерзлые грунты)9
2Участки категории сложности II (подводные и надводные переходы через реки шириной до 50м, болота типа I, закрепленные барханные пески, продольные уклоны крутизной до 30°, косогорные участки с боковой крутизной до 15°, подземные и воздушные переходы через железные дороги; отдельные продольные уклоны с крутизной более 30° и протяженностью менее 100м, овраги и балки)6
3Участки категории сложности III (отдельные продольные уклоны крутизной до 30° малой протяженности, косогорные участки с малой крутизной, подземные и воздушные переходы через автодороги, балки)2
4Равнинные участки0

 

Приложение №6

Оценка частоты аварий на линейной части ОПО МН и МНПП

1. Оценка частоты утечек нефти (нефтепродукта) на участке линейной части ОПО МН и МНПП

Аварии на ОПО МН и МНПП характеризуются наличием существенных различий в значениях удельной частоты (вероятности) аварий λ̅ на ОПО МН и МНПП и их отдельных участках λn, различающихся по своим конструктивно технологическим характеристикам, особенностям проектирования, строительства и эксплуатации в различных условиях окружающей и социальной среды.

Механизм учета распределения аварий при оценке риска реализуют с использованием процедуры деления трассы анализируемого ОПО МН и МНПП на участки, характеризуемые примерно постоянным значением локальной частоты (удельной интенсивности) аварий внутри каждого участка. Локальная частота аварийных отказов на каждом из таких участков определяют с учетом конечного множества факторов, влияющих на надежность ОПО МН и МНПП (см. приложение №5 настоящего Руководства по безопасности). На практике деление трассы на участки производят с использованием признака наиболее существенного изменения значения того или иного фактора влияния.

В зависимости от совокупности конкретных значений различных факторов влияния, имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность аварийных отказов на нем будет в той или иной степени отличаться от среднестатистической для данной трассы λ̅. Таким образом, на каждом n-ом участке трассы определяют значение интегрального коэффициента kвл, показывающего, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке λn отличается от среднестатистической для данной трассы λ̅:

λn = λ̅ kвл kn kнн   .  (1)

Расчет коэффициента kвл производят с использованием балльной оценочной системы, при которой каждому значению фактора Fij ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании расчета или экспертной оценки, количество баллов Bij (по 10-балльной шкале), отражающее интенсивность его влияния. При рассмотрении конкретного n-го участка трассы последовательно оценивают степень влияния каждого из факторов. Полученные для всех факторов влияния балльные оценки {Bij, i от 1 до I, j от 1 до J} подставляют в формулу:

kвл = Bn / Bср   .   (2)

Bn определяется как:

Bn = ΣiΣjiqijBij)    ,   i=1,...,I , j=1,...,J(i)   ,

Bср определяется как:

Bср = (1/N) ΣnBn   ,   n=1,...,N   ,

где

N - общее количество рассматриваемых участков трассы ОПО МН и МНПП.

Основные факторы по каждой из рассматриваемых групп, доля каждого фактора в группе qij и методика оценки балльных значений Bij приведены в Приложении №5 к настоящему Руководству по безопасности. Для коэффициента ρi, приведенного в приложении №5 (таблицы №1 и №25), значения qij и Bij носят базовый характер, в существенной мере зависят от времени эксплуатации и места расположения ОПО МН и МНПП. Величины коэффициентов ρi, qij и Bij рекомендуется уточнять для каждого конкретного ОПО МН и МНПП с использованием данных Ростехнадзора по статистике отказов и аварий за последние 5 лет.

При отсутствии данных или для проектируемых ОПО МН и МНПП среднюю балльную оценку Вср рекомендуют принимать равной 3.

Коэффициент прочности kn определяют как величину, обратную отношению действительного запаса прочности ОПО МН и МНПП на рассматриваемом участке к значению коэффициента запаса прочности для ОПО МН и МНПП. При отсутствии данных принимают равным 1.

Коэффициент, учитывающий способ прокладки kнн принимают равным 0,1 на участках, выполненных технологией микротоннелирования; 0,4 - на участках, выполненных наклонно-направленным бурением; 0,6 - на участках, выполненных по технологии "труба в трубе" или с применением обетонированных труб и 1 - на всех иных участках.

Для участков, состоящих из отрезков с существенно различными факторами вдоль его длины, значение Bn определяют как сумму оценок составляющих его отрезков с учетом длин этих отрезков. Например, если на один километр участка приходится переход через реку длиной 300м, а на остальной части длиной 700м находится лес, то:

Bn = 0,3B1 + 0,7B0   ,   (3)

где

B0, B1 - балльные оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка.

Значение λ̅ определяют из данных статистики по авариям в организации, эксплуатирующей ОПО МН (или МНПП), или (если нет достоверных и точных данных) равной среднестатистической удельной частоте аварий на ОПО МН (или МНПП) за последние 5 лет. Для проектируемых трубопроводов допускают принимать величину среднего значения аварийности в 10 раз меньше, чем для действующих.

Рассчитанные по формуле (1) значения λn используют для оценки риска в пределах n-го участка трассы в качестве удельной статистической вероятности возникновения аварий на этом участке.

2. Оценка частоты образования дефектного отверстия в МН и МНПП в зависимости от его размеров

Исходя из анализа аварийности, в зависимости от объема вытекающей нефти (нефтепродукта) следует выделить два типа истечения:

через коррозионные свищи и повреждения с характерным размером до 15мм (утечка первого типа);

через трещины в МН и МНПП, образовавшиеся в результате заводских дефектов труб, брака СМР, механических повреждений, ошибок эксплуатации или отказа оборудования (утечка второго типа).

При расчетах рекомендуется принять долю утечек первого типа равной 70% от общего количества разгерметизаций и площадь дефектного отверстия до 10-4м2.

Доля утечек второго типа - 30%. Размер дефектных отверстий в этом случае может варьироваться в гораздо более широком диапазоне: от нескольких сантиметров до полного (гильотинного) разрыва трубы. Согласно анализу разрушенных участков действующих ОПО МН и МНПП размер трещин (величина большей диагонали ромбовидного дефектного отверстия) описывается следующим дискретным распределением:

- трещины размером до 0,3DN - 55% от всех разрушений второго типа;

- трещины размером до 0,75DN - 35% от всех разрушений второго типа;

- трещины размером 1,5DN - 10% от всех разрушений второго типа.

Наибольшие по ущербу аварии на ОПО МН и МНПП возникают при продольных разрушениях труб, которые могут происходить как по основному металлу труб, так и в зоне сварных швов при образовании коррозионных свищей, гильотинных разрывов.

Распределение вероятности возникновения свищей и дефектных отверстий (трещин с тремя характерными размерами Lр/DN, где DN - номинальный диаметр МН и МНПП, Lр - характерный линейный размер дефектного отверстия), а также соответствующие им эквивалентные площади Sэфф приведены в таблице №1 данного приложения. Значения Sэфф приведены для верхней границы интервала характерных размеров Lр/DN дефектных отверстий в предположении об их ромбической форме (щели) с соотношением длины к ширине 8:1. Выбранные таким образом размеры щелей и вероятности следует считать реперными.

Таблица №1

Параметры дефектного отверстия в ОПО МН и МНПП и
частота возникновения отверстия с данными параметрами fmLp
Параметр дефектного отверстияСвищ m=0Малая трещина
m=1
Средняя трещина
m=2
Гильотинный разрыв
m=3
Lр/DNSэфф ≤10-4м2 независимо от диаметра0,30,751,5
Sэфф/S00,00720,04480,179
Доля разрывов fmLp0,70,1650,1050,03

Удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера (характерные размеры дефектных отверстий указаны в таблице №2 данного приложения) λmс определяется по формуле:

λmс = λn fmLp   ,   (6)

где

m = 0, 1, 2, 3 - индекс, (ΣfmLp =1).

Пример:

Удельная частота аварий на участке МН с диаметром 1000мм составила λn=0,001 аварий/(км·год).

Тогда удельная частота возникновения свищей λс0 составит 0,0007 аварий/(км·год).

Удельная частота возникновения трещин малых размеров λс1 составит 0,000165 аварий/(км·год).

Продольный (характерный) размер малой трещины Lр=30см=0,3м и площадь разрыва Sэфф=56,25см2=0,005625м2.

Соответственно, для трещин средних размеров - λс2=0,000105 аварий/(км·год), Lр=75см=0,75м, Sэфф=352см2=0,0352м2; для гильотинного разрыва (разрыва на полное сечение) - λс3=0,00003 аварий/(км·год), Lр=150см=1,5м, Sэфф=1406см2=0,1406м2.

 

Приложение №7

Расчет вероятных зон действия поражающих факторов аварий

1. Расчет вероятных зон действия поражающих факторов состоит из двух этапов:

а) определение количественных параметров, характеризующих действие поражающих факторов (давление и импульс для ударных волн, интенсивность теплового излучения для пламени, размеры пламени и зоны высокотемпературной среды при термическом воздействии, дальность дрейфа облака ТВС);

б) определение пространственных размеров зон действия поражающих факторов путем сравнения рассчитанных количественных параметров с критериями поражения (разрушения).

Расчет вероятных зон проводят на основе документов, указанных в таблице №1 данного приложения.

Таблица №1

Документы, используемые для оценки зон действия поражающих факторов
№ п/пНаименование (обозначение)Сведения об утвержденииНазначение
1Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств"Утверждены приказом Ростехнадзора
от 11 марта 2013г. №96
Расчет основных параметров ударной волны, зон поражения людей и разрушения зданий, вероятности поражения человека при разрушении зданий, показателей риска взрыва при горении и взрыве облаков ТВС нефти (нефтепродуктов) с воздухом
2Руководство по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей"Утверждено приказом Ростехнадзора
от 31 марта 2016г. №137
Расчет параметров ударной волны и зон поражения и разрушения при горении и взрыве облаков ТВС нефти (нефтепродуктов) с воздухом
3Руководство по безопасности "Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ"Утверждено приказом Ростехнадзора
от 20 апреля 2015г. №158
Расчет концентрации, массы паров нефти (нефтепродуктов) во взрывоопасных пределах и зон поражения при пожаре-вспышке и взрыве ТВС паров нефти (нефтепродуктов) с воздухом
4Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектахУтверждена приказом МЧС России
от 10 июля 2009г. №404
Определение параметров воздействия и зон поражения при горении пролива, огненном шаре, факельном горении, использование вероятности аварийных повреждений площадочных сооружений
5Руководство по безопасности "Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности"Утверждено приказом Ростехнадзора
от 29.06.2016 №272
Анализ последствий аварий в насосных, резервуарных парках, расчет истечения нефти (нефтепродуктов) из технологических трубопроводов, показателей риска взрыва и разрушения зданий

2. Площадь разлива нефти (нефтепродуктов), площадь очага пожара определяют в соответствии с приложением №9 настоящего Руководства по безопасности.

3. Для сценариев с пожаром пролива в случае примерно равных размеров пролива в различных направлениях форма пламени при горении аппроксимируют наклонным цилиндром с радиусом, равным эффективному радиусу пролива. Для этого цилиндра в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404, определяют параметры теплового излучения.

В случае существенной разницы размеров пролива в различных направлениях (ширина пролива, его протяженность) форму пламени при горении аппроксимируют набором цилиндров с радиусом, равным ширине пролива. Суммарное излучение от совокупности цилиндров будет соответствовать излучению от пролива сложной формы.

Для оценки поражения тепловым излучением рассчитывается интенсивность теплового потока на горизонтальную и вертикальные поверхности, расположенные в соответствующей точке. При необходимости, вертикальные поверхности могут быть ориентированы различным образом с целью определения направления, соответствующего максимальной интенсивности теплового потока.

Возможно прямое численное интегрирование потока излучения от поверхности пламени произвольной формы.

Для расчетов, в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404, необходимо знать удельную скорость выгорания пролива. Ее принимают на основе имеющихся экспериментальных данных или в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404. При отсутствии данных для нефти (нефтепродуктов) допускается принимать величину Fq равной 0,04кг·с/м2. Также рекомендуется знать интенсивность излучения с единицы поверхности, которую принимают в зависимости от размера пролива и типа выгорающего продукта на основе имеющихся экспериментальных данных или в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404. При отсутствии данных для нефтепродуктов интенсивность излучения с единицы поверхности допускается принимать равной 40 кВт/м2.

4. Для расчета огненного шара используют Методику определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденную приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404. Доля участия бензина (керосина) в огненном шаре составляет 0,3.

5. Для расчета концентрационных полей при рассеивании, дрейфе паров нефти (нефтепродуктов) и взрыва ТВС используют Руководство по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей", утвержденное приказом Ростехнадзора от 31.03.2016 №137, Руководство по безопасности "Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ", утвержденное приказом Ростехнадзора от 20 апреля 2015г. №158, и Руководство по безопасности "Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах", утвержденное приказом Ростехнадзора от 03.06.2016 №217.

6. Для расчета параметров волн давления (давление P и импульс I), образующихся при сгорании (взрыве) облаков ТВС, используют формулы согласно Руководству по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей" утвержденному приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404.

Расчетный режим энерговыделения (детонация или дефлаграция), скорость горения Vг выбирают согласно Руководству по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей" утвержденному приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016г. №137. Массу топлива, участвующую в энерговыделении Е, как и содержание аэрозолей в облаке σ, определяют согласно Руководству по безопасности "Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ", утвержденному приказом Ростехнадзора от 20 апреля 2015г. №158.

7. Последствия сценария со струйным горением паров (капель) нефти (нефтепродуктов) определяют в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404.

8. Для расчета зон поражения людей и разрушения зданий, сооружений по вычисленным параметрам поражающих факторов, используют критерии, основанные на пробит-функции и расчетных значениях основных параметров поражающих факторов. В случае отсутствия необходимых исходных данных возможно использование критериев, учитывающих только величину поражающих факторов.

8.1. Для расчета вероятности поражения термическим излучением используют пробит-функцию в соответствии с Методикой определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной приказом МЧС России от 10 июля 2009г. №404, значение которой определяют следующим образом.

Для поражения человека тепловым излучением величину пробит-функции описывают следующими выражениями:

Pr = -12,8+2,56×ln(τэксп×q4/3)   ,   (4)

Величину эффективного времени экспозиции t вычисляют по формулам:

- для огненного шара:

τэксп = 0,92m0,303   ;   (5)

- для пожара пролива или для факела:

τэксп = t0 + хб/uср   ;   (6)

где:

m - масса горючего вещества, участвующего в образовании огненного шара, кг;

t0 - характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с (принимают равным 5с);

хб - расстояние от места расположения человека до безопасной зоны (зона, где интенсивность теплового излучения меньше 4кВт/м2), м;

uср - средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с (принимают равной 5м/с).

Связь вероятности поражения с пробит-функцией принимают согласно Руководству по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей", утвержденному приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016г. №137.

Размеры зон поражения тепловым излучением могут быть определены также по уровню интенсивности теплового излучения. Детерминированные критерии поражения людей и сооружений приведены в таблице №2 данного приложения.

Таблица №2

Предельно-допустимая интенсивность теплового излучения
Степень пораженияИнтенсивность теплового излучения, кВт/м2
Без негативных последствий в течение длительного времени1,4
Безопасно для человека в брезентовой одежде4,2
Непереносимая боль через 20-30с
Ожог первой степени через 15-20с
Ожог второй степени через 30-40с
Воспламенение хлопка-волокна через 15 мин
7,0
Непереносимая боль через 3-5с
Ожог первой степени через 6-8с
Ожог второй степени через 12-16с
10,5
Воспламенение древесины (влажность 12%) с шероховатой поверхностью при длительности облучения 15 мин12,9
Воспламенение древесины, окрашенной масляной краской по строганной поверхности; воспламенение фанеры17,0

При расчете вероятности поражения тепловым излучением необходимо учитывать возможность укрытия (например, в здании или за ним), определяемую коэффициентом уязвимости.

8.2 Для расчета условной вероятности разрушения объектов и поражения людей ударными волнами используют пробит-функцию в соответствии с Руководством по безопасности "Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей", утвержденным приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016г. №137, значение которой определяют следующим образом:

а) вероятность повреждений стен промышленных зданий, при которых возможно восстановление зданий без их сноса, может оцениваться по соотношению:

Рr1 = 5 - 0,26·ln(V1)   ,   (7)

где:

V1 = (17500/ΔP)8,4 + (290/I)9,3   ;

ΔР - избыточное давление, Па;

I - импульс, кг·м/с;

б) вероятность разрушений промышленных зданий, при которых здания подлежат сносу, оценивают по соотношению:

Рr2 = 5 - 0,22·ln(V2)   ,   (8)

где:

V2 = (40000/ΔP)7,4 + (460/I)11,3   ;

При взрывах ТВС внутри резервуаров и другого оборудования, содержащего газ под давлением, в общем случае следует учитывать опасность разлета осколков и последующее развитие аварий, сопровождаемое "эффектом домино" с распространением аварий на соседнее оборудование, если оно содержит опасные вещества. Анализ показывает, что вклад риска поражения от разлета осколков в общий риск аварий на объектах ОПО МН и МНПП незначителен, поэтому в при оценке риска им можно пренебречь;

в) вероятность длительной потери людьми ориентации в пространстве и (или) координации движений (состояние нокдауна), попавших в зону действия ударной волны при взрыве облака ТВС, может быть оценена по величине пробит-функции:

Рr3 = 5 - 5,74·ln(V3)   ,   (9)

где:

V3 = 4,2/p̅ + 1,3/i̅   ;   p̅ = 1 + ΔP/P0   ;   i̅ = I/(P01/2·m1/3)   ;

m - масса тела живого организма, кг;

Р0 - атмосферное давление, Па;

г) вероятности разрыва барабанных перепонок у людей от уровня перепада давления в воздушной волне определяют по формуле:

Рr4 = -12,6 + 1,524·ln(ΔP)   ,   (10)

д) вероятность отброса людей волной давления оценивают по величине пробит-функции:

Рr5 = 5 - 2,44·ln(V5)   ,   (11)

где:

V5 = (7,38·10-3)/(ΔP) + (1,3·109)/(ΔP·I)   .

При использовании пробит-функций в качестве зон 100% поражения принимаются зоны поражения, где значение пробит-функции достигает величины, соответствующей вероятности 90%. В качестве зон безопасных с точки зрения воздействия поражающих факторов принимаются зоны поражения, где значение пробит-функции достигает величины, соответствующей вероятности 1%.

9. Вероятность гибели и травмирования людей, находящихся в зданиях, рекомендуют определять в соответствии с приложением №3 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", утвержденным приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013г. №96.

 

Приложение №8

Расчет показателей риска аварий

1. Пример балльной оценки факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска
Обозначение и наименование фактора влиянияДоля группы факторов, pДоля факторов в группе, qСодержание исходной информацииБалльная оценкаПримечание
без учета компенсирующих мероприятийс учетом компенсирующих мероприятий
F11Минимальная глубина заложения подземного ОПО МН и МНПП0,60,4Фактическая толщина слоя грунта h, м, над верхней образующей самого мелкозаглубленного отрезка в пределах рассматриваемого участка ОПО МН и МНПП0,830Принятое заглубление - 0,8м. С учетом компенсирующих мероприятий - 1,8м
F12Уровень антропогенной активности0,2Плотность населения (Ннас) в среднем на участке ОПО МН и МНПП в трехкилометровой полосе вдоль трассы33Поселок с населением 620 чел.
Проведение в охранной зоне ОПО МН и МНПП строительных и других работ0,50,5Работы только с письменного разрешения эксплуатирующей организации
Наличие коммуникаций иной ведомственной принадлежности в охранной зоне ОПО МН и МНПП0,50,5Два кабеля связи
Наличие участков автомобильных и железных дорог в охранной зоне ОПО МН и МНПП22Сближение с железной дорогой
F13Опасность диверсий и врезок с целью хищения нефти, нефтепродуктов0,60,4Частота обходов участка22В эксплуатирующей организации фиксировались попытки хищения нефти (нефтепродуктов). С целью предотвращения несанкционированных врезок будет осуществляться ежедневное патрулирование трассы ОПО МН и МНПП
F22Коррозионная активность грунта0,100,5Удельное сопротивление грунта ρг, кислотность грунта рН1,91,9В зависимости от свойств грунтов по данным изыскательских работ
F24Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП0,100,5Количество металлических сооружений, энергосистем постоянного и переменного тока на расстоянии до 50м от трассы55Наличие металлических сооружений, энергосистем постоянного и переменного тока. Предусмотрена защита от блуждающих токов
F31Вероятность перемещений грунта или размыва подводного перехода0,100,2Сведения о фактах перемещений грунта или наличии размывов1010Горные районы, зоны сейсмической активности
F32Несущая способность грунта0,100,15Сведения о типах грунтов в основании ОПО МН и МНПП22Нормальная несущая способность
F33Наличие на участке линейной арматуры и наземных узлов разветвленной конфигурации0,100,15Сведения о конструкции линейной арматуры и наземных узлов00Отсутствие линейной арматуры и наземных узлов на участке
F34Превентивные мероприятия0,100,5Меры по ослаблению напряжений в ОПО МН и МНПП00Не требуются
Мероприятия по изменению свойств грунта00Не требуются
Мониторинг деформаций грунта и перемещений ОПО МН и МНПП11С помощью неподвижных реперов
F41Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой0,100,35Расчетное и фактическое значения толщины стенки трубы расч и факт2,60Принятая толщина стенки:
δфакт=11мм,
δфактрасч=1,6.
С учетом компенсирующих мероприятий (увеличение толщины стенки)
δфактрасч=1,8
F42Усталость металла0,100,3Число циклов нагружения, имевших место за время эксплуатации рассматриваемого участка, и амплитуда подававшейся нагрузки00Число циклов нагружения менее 100, амплитуда нагрузок не более 50% от Рраб
F43Возможность возникновения гидравлических ударов0,100,15Качественная оценка возможности возникновения гидравлических ударов00Возникающие гидравлические удары приводят к повышению давления, не превышающего несущей способности ОПО МН и МНПП
F44Системы телемеханики и автоматики (СТА)0,100,2Технические характеристики СТА55Системы телемеханики обеспечивают измерение давления в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения запорной арматуры, аварийную сигнализацию технологических параметров. Измерение давления осложняется наличием самотечных участков
F51Категория участка по сложности производства работ0,101,0Сведения о сложности условий строительного освоения трассы ОПО МН и МНПП99Горные участки
ИТОГО по участку
Балльная оценка участка, Вn3,122,83-
Балльная оценка среднестатистического эксплуатируемого ОПО МН и МНПП, Вср3-
Среднестатистическая частота аварий λ, 1000/(км·год) 0,023-
Удельная частота λn, 1000/(км·год)0,0240,022-
2. Пример расчета числа погибших пассажиров автотранспорта при реализации сценария аварий

Пример:

Пусть на участке подземного перехода ОПО МН и МНПП через автодорогу возможно развитие аварий по сценарию An с поражающими факторами, обеспечивающими круговые зоны поражения. Пример расчета числа погибших пассажиров автотранспорта приведен на рисунке 1.

Пусть для данного сценария вероятность гибели человека равная 0,01 (1%) достигается на расстоянии 100м от места аварий, а вероятность равная 1 (100%) на расстоянии 50м от места аварий.

Для определенности положим категорию автодороги II со средней интенсивностью движения автомобилей - 200 шт./ч.


Рисунок 1. Пример расчета числа погибших
пассажиров автотранспорта

Тогда длина дороги в зоне действия поражающих факторов:

L1=2R1=0,2км;   L100=2R100=0,1км

Число пострадавших при развитии аварий по сценарию An равно:

Nад-пстр  = 3L1тр / νтр) = 3·0,2(200/60) = 2 чел.

Число погибших при развитии аварий по сценарию An равно:

Nад-г  = 1,5(L100 + L1)(ωтр / νтр) = 1,5(0,1+0,2)(200/60) = 1,5 чел.

Максимально возможное количество потерпевших пассажиров автотранспорта, жизни и здоровью которых может быть причинен вред, составляет 2 человека.

3. Пример построения кривой социального риска

Пример:

На рисунке 2 приведен характерный вид интегральной функции распределения числа погибших при аварии на резервуарном парке (F/N кривая).


Рисунок 2. Пример интегральной функции распределения числа погибших
при аварии на резервуарном парке (F/N кривая)

 

Приложение №9

Расчет объемов выброса нефти (нефтепродуктов) и площадей разлива
при авариях на линейной части ОПО МН и МНПП и
площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП

1. Расчет количества разлившейся нефти (нефтепродуктов) на линейной части ОПО МН и МНПП

Ниже приведены основные соотношения для расчета объема (массы) разлившейся нефти (нефтепродукта) на ЛЧ ОПО МН и МНПП.

Рассмотрим участок трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП протяженностью Lн между нефтеперекачивающими станциями НПС1 и НПС2, на котором на расстоянии хр от НПС1 произошла аварийная утечка нефти (нефтепродукта) через аварийное (дефектное) отверстие с эффективной площадью Sэфф.

Отметим, что как на участке Lн , так и за его пределами (до НПС1 и после НПС2), он может и не представлять собой изолированную систему, в отдельных точках ЛЧ к нему могут подходить (отходить) другие линейные участки. Эти подходящие (отходящие) участки могут либо замыкаться на рассматриваемый участок (лупинги), либо осуществлять транспортирование нефти (нефтепродукта) в несвязные с данным линейным участком места (через отводы, ответвления).

Для штатного режима функционирования рассматриваемого участка расход нефти (нефтепродукта) составляет Q0. Также известны давления на входе и выходе отдельных линейных участков.

1.1. Общий объем вытекшей нефти (нефтепродукта) определяется процессами во всей разветвленной трубопроводной системе. Общий объем вытекшей нефти (нефтепродукта) V, м3, определяют по формуле:

V  = V1+V2+V3   ,   (1)

где

V3 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки (до момента прибытия АВБ и ликвидации утечки или до полного опорожнения отсеченной части трубопровода), м3.

1.2. Объем V1 определяют численным решением системы дифференциальных уравнений в частных производных, включающей законы сохранения массы, импульса и энергии потока ньютоновской жидкости:

- уравнение неразрывности (уравнение изменения массы):

d(A·ρ)/dτ + d(A·ρ·u)/dτ = -M0   ;   (2)

- уравнение изменения импульса:

   ;   (3)

- уравнение изменения энергии:

   ;   (4)

- связь давления, плотности и температуры (уравнение состояния жидкости):

Рс - Р0 = с2(ρ - ρ0) - с2ζ(Т0 - Т)   ;   (5)

- уравнение состояния трубопровода (зависимость площади сечения трубы от давления и температуры:

А(Рс,Т) = А0·{1 - 2αт0 - Т) + [D0(1 - vП2) /(Е·δ)]·(Рс - Р0)}   ;   (6)

- выражение для скорости с распространения волн (давления и расхода жидкости) в трубопроводе, следствие уравнений (2-6):

с = 1 / √{(ρ0/К) + [(ρ0·D)(1 - vП2)]/(Е·δ)}   ,   (7)

где

x - расстояние от начала ОПО МН и МНПП вдоль оси трубопроводов, м;

Рс - осредненное по сечению давление нефти (нефтепродукта), Па;

Р0 - давление при нормальных условиях, Па (101325Па);

Т0 - температура при нормальных условиях, К (293,15К);

ρ - осредненная по сечению плотность, кг/м3;

ρ0 - плотность нефти (нефтепродукта) при нормальных условиях, кг/м3;

u - средняя по сечению скорость нефти (нефтепродукта), м/с;

λтр(Re) - зависит от числа Рейнольдса (Re = u D/v); при необходимости в эту величину включаются и местные сопротивления на различных элементах (задвижки, клапанах и т.д.);

A=А(х) площадь поперечного сечения трубопровода, в общем случае переменная по трассе, м2;

D=D(х) внутренний диаметр ОПО МН и МНПП, в общем случае переменный по трассе, м;

M0(х,t) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность выброса нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с/м;

I0(х,t) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери импульса при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с22;

Е0(х,t) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери внутренней энергии при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, Дж/с/м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

β=dz/dx;

ε - удельная внутренняя энергия, Дж/кг;

ζ - коэффициент теплового объемного расширения, 1/К;

K - модуль упругости жидкости (величина, обратная ее сжимаемости, Па); средние значения модуля К упругости для нефти и нефтепродуктов составляют 1400-1500МПа, т.е. К≈1,4-1,5 ·109Па;

αт - коэффициент объемного расширения металла, из которого сделан трубопровод (для стали αт≈3,3·10-5 1/K);

vп - коэффициент Пуассона металла трубы (для стали vп2≈0,078);

Q(х) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность энергии, поступающей к транспортируемому продукту при его нагревании в нагревателях;

Θ(Т,Тср) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность теплообмена с окружающей средой;

с - скорость распространения волн (давления и расхода) в нефти или нефтепродукте, м/с;

z - нивелирная отметка оси трубопровода, м;

v - коэффициент кинематической вязкости (v = μ/ρ), м2/с;

μ - коэффициент динамической вязкости нефти (нефтепродукта) (в общем случае зависящий от температуры транспортируемой среды), Н·с/м2;

δ - толщина стенок трубы, м;

E - модуль упругости материала трубы (модуль Юнга), Па.

В случае если температура в трубе остается постоянной (или меняется незначительно) на всем протяжении МН и МНПП (Т(х)=const, изотермическое течение) допускается решение только системы уравнений (2)-(3) (без уравнения (4)).

Уравнение состояния (5) используют для сжатой среды (при Рс0), при иных условиях (при растяжении) плотность полагают равной начальной плотности.

В случае отсутствия ветвлений систему уравнений (2)-(5) решают только для одного участка. В случае наличия нескольких линейных участков, соединенных в единую систему (ответвления, лупинги и т.д.), систему уравнений (2)-(5) решают для всех линейных участков, составляющих разветвленную трубопроводную систему и влияющих на массу выброса на месте аварий. При этом в уравнения (2)-(4) в правую часть добавляются слагаемые, описывающие дополнительное поступление (забор) массы, импульса и энергии из отдельно взятого линейного участка в смежные участки; эти слагаемые аналогичны величинам M0(х,t), I0(х,t), Е0(х,t).

Систему уравнений (2)-(5) дополняют начальными и граничными условиями.

В качестве начальных условий выбирают либо режим стационарного течения (если он известен), либо состояние покоя (если режим стационарного течения заранее неизвестен). В последнем случае режим стационарного течения получают путем решения нестационарной задачи о запуске насоса (насосов) на входе (входах) трубопроводной системы. Обычно для получения стационарного режима течения в трубопроводной системе достаточно от пяти до десяти временных интервалов, за которые "возмущение" пробегает по всей трубопроводной системе от начала до конца.

Граничные условия выбирают следующим образом:

- на входе ОПО МН и МНПП производная давления полагается равной нулю, а скорость потока определяется с учетом этого давления по характеристике насоса (насосов) H-Q0 "напор-расход", также задается температура нефти (нефтепродукта) на входе;

- на выходе ОПО МН и МНПП существует два способа задания граничных условий. Если на выходе стоит насос, осуществляющий нагнетание нефти (нефтепродукта) в следующий участок ОПО МН и МНПП, то следует, полагая равной нулю производную давления, определить скорость потока с учетом этого давления и давление в начале следующего участка, по характеристике насоса "напор-расход" (этот подход аналогичен заданию входных условий). Если на выходе ОПО МН и МНПП производят слив нефти (нефтепродукта) в какую-либо емкость, что обычно имеет место на последнем участке магистрали, то задают давление в этой емкости (как, правило, равное атмосферному), а также равенство нулю первых производных скорости и температуры.

После срабатывания запорной арматуры граничные условия на входе (выходе) ОПО МН и МНПП изменяются. Граничные условия соответствуют условию "жесткой стенки": равенство нулю скорости на границах и равенство нулю первых производных по давлению и температуре.

В местах ветвления трубопроводной системы (вход или выход трубы из линейного участка) должны сохраняться потоки массы, импульса и энергии.

Для определения величины λтр(Re) используется зависимость Коулбрука-Уайта, связывающая коэффициент трения λтр с числом Рейнольдса Re и характеристиками ОПО МН и МНПП:

1/√λтр = -2lg[2,51/(Re·√λтр) + zшер / 3,71·D]   ,   (8)

где

zшер - шероховатость внутренней поверхности ОПО МН и МНПП.

Соотношение (8) представляет собой трансцендентное уравнение, решая которое, можно определить λтр(Re).

Помимо соотношения (8) для определения величины λтр(Re) могут использоваться иные обоснованные соотношения:

λтр = 64/Re   при Re<2000   ;   (9)

λтр = (0,16Re -13)·10-4   при 2000≤Re≤2800   ;   (10)

λтр = 0,3164/(0,25Re)   при 2800<Re≤ Re1   ;   (11)

λтр = В + 1,7/(0,5Re)   при Re1<Re≤ Re2   ;   (12)

Предельные значения Re1, Re2 и значения B приведены в таблице №1 данного приложения.

Таблица №1

Предельные значения Re1, Re2 и значения B
Наружный диаметр
трубопровода, мм
Re1·10-3Re2·10-3В·104
2191310000,0157
2731612000,0151
3251816000,0147
3772818000,0143
4265625000,0134
5307332000,0130
6309039000,0126
72010045000,0124
82011050000,0123
92011555000,0122
102012060000,0121
106712160000,0121
122012568000,0120

При числах Рейнольдса, больших указанных в таблице №1 значений, Re2 (в квадратичной зоне), коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянным и равным значению λтр, рассчитанному по формуле (12) при Re=Re2.

Для определения величины Θ(Т,Тср) используют зависимость:

Θ(Т,Тср) = (4αт / D) (Тср - Т)   ,   (13)

где

Т - температура нефти (нефтепродукта), °C;

Тср - температура окружающей среды, °C;

αт - коэффициент теплопередачи нефти (нефтепродукта) с окружающей средой, определяемый по формуле:

   ,   (14)

где

Нпр - приведенная толщина, мм; Нпр = Н + Нэ;

Нэ - эффективная толщина, мм; Нэ = Нснгр / λсн);

Нсн - толщина стенки, мм;

Nuгр - число Нуссельта; Nuгр = αвозд DN/ λгр;

λгр, λсн - коэффициенты теплопроводности; λгр=1,4Вт·К/м; λсн=0,465Вт·К/м;

αвозд - коэффициент теплопередачи воздуха; αвозд =11,6Вт·К/м2.

Описанная выше процедура относится к участкам, на которых происходит течение на полное сечение. Если в ОПО МН и МНПП существует участок, где имеет место течение на неполное сечение трубопровода, то давление в этом участке принимают равным давлению насыщенных паров нефти (нефтепродукта), а расход (нефти) нефтепродукта в ОПО МН и МНПП принимают равным расходу в последнем сечении ОПО МН и МНПП, где сечение было полностью перекрыто нефтью (нефтепродуктом).

Скорость истечения нефти (нефтепродукта) из ОПО МН и МНПП на участках, где существует избыточное давление, определяют по формуле:

U0 = √2[(Р-Рнар)/ρ]   ,   (15)

где

Рнар - давление снаружи ОПО МН и МНПП, Па.

Для сухопутных участков Рнар=101325Па, для подводных ОПО МН и МНПП величину Рнар определяют как сумму атмосферного давления и давления столба жидкости над отверстием разгерметизации.

Соответственно поток массы через отверстие задают выражением:

М0 = α·Sj·U0·ρ   ,   (16)

где

α - коэффициент, который принимает максимально возможное значение равное 0,6;

Sj - площадь отверстия разгерметизации, м2.

Формулы (15), (16) используются, когда в месте разрушения участка ЛЧ ОПО МН и МНПП создано избыточное давление. При крупных разрушениях, когда давление на рассматриваемом участке падает до атмосферного, поток массы в окружающую среду равен сумме потоков каждого из концов ОПО МН и МНПП.

На участках где существует самотечный поток на неполное сечение, расход равен нулю, если отверстие расположено выше уровня жидкости. Если отверстие расположено ниже уровня жидкости, то поток массы через отверстие оценивают на уровне доли общего расхода нефти (нефтепродукта), пропорциональной доли отверстия относительно площади сечения занятой нефтью (нефтепродуктом) в ОПО МН и МНПП.

Для задания интегральных напорно-расходных характеристик насосных станций используют формулу:

Н = а - b - Q02   ,   (17)

где

а, b - экспериментально определенные коэффициенты штатного режима работы насосов НПС.

1.3. Объем нефти (нефтепродукта) V2, вытекшей в безнапорном режиме с момента остановки перекачки до закрытия трубопроводной арматуры, определяют:

- до падения давления в трубопроводе (в частности до установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварий участков трубопровода) решением системы уравнений (2)-(16), в этом случае расчет объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V2 является продолжением расчета объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V1 с изменением граничных условий (остановкой насосов на входе трубопроводной системы);

- после падения давления в трубопроводе (в частности после установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварий участков трубопровода) опорожнением расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков за исключением понижений между ними. Истечение нефти (нефтепродукта) характеризуется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения трубопровода. Время перекрытия ЛЧ ОПО МТ и МНПП определяется техническими характеристиками трубопроводной арматуры.

Алгоритм расчета объема нефти (нефтепродукта) V2, вытекшей в безнапорном режиме, зависит от размеров отверстия разгерметизации:

при свищах размер отверстия настолько мал, что существенного движения среды в трубе не наблюдается. Поэтому при расчете интенсивности истечения можно, пренебрегая столь малым движением, нефть (нефтепродукт), в трубопроводе считать покоящимися, а зеркало жидкости в каждом из Nст участков трубопроводной системы будет находиться на одном уровне (zзер). Давление в трубопроводе будет определяться гидростатикой:

pвнутр = pу + ρg(zзер - z)   ,   (18)

где

zзер - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится нефть, нефтепродукт (зеркало жидкости), м;

z - нивелирная отметка трассы, м;

pвнутр - внутреннее давление в трубопроводе, Па;

pу - вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

ρ - осредненная по сечению плотность, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Давление на месте разрушения (высотная отметка z*) составит:

pвнутр = pу + ρg(zзер - z*)  ,   (19)

где

z* - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м.

Расход нефти (нефтепродукта) через свищ определяют следующим образом:

М = αS1ρ·√2[(pвнутр - pнар)/ρ]   ,   (20)

где

α - коэффициент, который принимает максимально возможное значение, равное 0,6;

S1 - площадь свища, м2;

ρ - осредненная по сечению плотность, кг/м3;

pнар - наружнее давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

Положение высотной отметки зеркала жидкости zзер - по мере истечения нефти (нефтепродукта) меняется (zзер(t)), в начальный момент времени истечения нефти (нефтепродукта) площадь зеркала находится на уровне максимальной высоты из всех трубопроводов. В последующие моменты времени истечения нефти (нефтепродукта) высота зеркала жидкости уменьшается, при этом по достижении высоты максимально высоких точек в других трубопроводных ответвлениях в этих ответвлениях также будут появляться свои поверхности жидкости. В конечном итоге в рассматриваемой системе сформируется столько поверхностей, сколько в ней ответвлений. Во всех этих ответвлениях высота зеркала нефти (нефтепродукта) совпадает. По мере стока нефти (нефтепродукта) происходит не только постепенное снижение высоты зеркал нефти (нефтепродукта) zзер(t), но и перемещение их вдоль трубопровода (x1(t),x2(t)). Такое перемещение по длине происходит как непрерывно, так и скачками. Скачкообразное изменение xi(t) происходит, когда на пути зеркала встречается V-образный спуск-подъем и высота зеркала сравнивается с высотой лежащего по ходу слива нефти (нефтепродукта) локальным максимумом. Скачок происходит на величину расстояния, которое разделяет локальный максимум и точку на спуске с той же высотой, что и локальный максимум. V-образный профиль между этими точками остается заполнен нефтью (нефтепродуктом) и слив далее будет происходить из участка, расположенного после локального максимума.

При трещинах на ЛЧ МН и МНПП, когда на месте разрушения еще существует избыточное по отношению к атмосферному давление, при расчете истечения на месте выброса следует учитывать и это избыточное давление, и течение нефти (нефтепродукта) в трубопроводе к месту аварий. При этом используются условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления). Например, для стока нефти (нефтепродуктов) из двух участков ЛЧ ОПО МН и МНПП необходимо решить систему из следующих уравнений:

[(pу /ρq) + z1(t)] [(pвнутр /ρq) + z*] = λтр(Re1) [(x* - х1)/D1] (u12/2g)   ,   (21)

[(pу /ρq) + z2(t)] [(pвнутр /ρq) + z*] = λтр(Re2) [(х2 - x*)/D2] (u22/2g)   ,   (22)

(u1/4)πD12 - (u2/4)πD22 = αSj·√2[(pвнутр - pнар)/ρ]   ,   (23)

dx1/dt = u1   ,   dx2/dt = -u2   ,   (24)

где

t - время, с;

z* - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м;

z1(t) - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;

z2(t) - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;

pвнутр - внутреннее давление в трубопроводе на месте разрушения, Па;

pнар - наружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

pу - вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

ρ - осредненная по сечению плотность, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

λтр(Re1 - коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка до места разрушения, где число Рейнольдса равно Re1;

λтр(Re2 - коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка после места разрушения, где число Рейнольдса равно Re2;

u1 - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварий (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

u2 - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварий (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

x* - координата по трассе места разрушения, м;

х1 - координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;

х2 - координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;

D1 - внутренний диаметр ОПО МН и МНПП до места разрушения, м;

D2 - внутренний диаметр ОПО МН и МНПП после места разрушения, м.

Когда на месте разрушения участка ЛЧ ОПО МН и МНПП избыточное давление отсутствует (pвнутр=p0, например, при гильотинном разрыве) скорость выброса будет определяться потоками нефти (нефтепродукта) к месту аварий. При этом также используют условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления). Например, для стока нефти (нефтепродукта) из двух участков ЛЧ ОПО МН и МНПП необходимо решить систему следующих уравнений:

[(pу /ρq) + z1(t)] [(pвнутр /ρq) + z*] = λтр(Re1) [(x* - х1)/D1] (u12/2g)   ,   (25)

[(pу /ρq) + z2(t)] [(pвнутр /ρq) + z*] = λтр(Re2) [(х2 - x*)/D2] (u22/2g)   ,   (26)

(u1/4)πD12 - (u2/4)πD22 = αSj·√2[(pвнутр - pнар)/ρ]   ,   (27)

dx1/dt = u1   ,   dx2/dt = -u2   ,   (28)

1.4. Объем нефти V3 вытекшей из участка ЛЧ ОПО МН и МНПП в безнапорном режиме с момента перекрытия потока, определяют аналогично подпункта 1.3 настоящего приложения, но только на участке между трубопроводной арматурой. Время прекращения истечения нефти (нефтепродукта) определяют временем стока нефти (нефтепродукта) из отсеченного участка или временем прибытия АВБ, которое определяют экспертным путем с учетом планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий рассматриваемого ОПО МН и МНПП, разработанных в соответствии с Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013г. №730.

2. Расчет количества разлившейся нефти, нефтепродуктов на площадочных сооружениях

2.1. Количество разлившейся нефти (нефтепродуктов) из резервуаров и технологических трубопроводов определяют согласно Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах исходя из следующих предпосылок:

- происходит разгерметизация одного из резервуаров (емкостного оборудования) или трубопровода;

- все содержимое резервуара (трубопровода) или часть продукта (при соответствующем обосновании) поступает в окружающее пространство;

- при разгерметизации резервуара происходит одновременно утечка вещества из трубопроводов, питающих резервуар по прямому и обратному потоку в течение времени, необходимого для отключения трубопроводов. Расчетное время отключения трубопроводов (промежуток времени от начала разгерметизации выбросом жидкости до полного прекращения поступления жидкости в окружающее пространство) определяется в каждом конкретном случае, исходя из реальной обстановки с учетом паспортных данных на запорные устройства, параметров системы обнаружения утечек и действий диспетчера, характера технологического процесса и вида расчетной аварии;

- в качестве расчетной температуры при аварийной ситуации с наземно расположенным оборудованием допускается принимать максимально возможную температуру воздуха в соответствующей климатической зоне, а при ситуации с подземно расположенным оборудованием - температуру грунта, условно равную максимальной среднемесячной температуре окружающего воздуха в наиболее теплое время года.

2.2. Масса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, определяют по формуле:

mа-разг = ρL VR   ,   (29)

где

mа-разг - масса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, кг;

ρL - плотность нефти, нефтепродукта, кг/м3;

VR - объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м3.

Массу нефти (нефтепродукта), поступившей самотеком при полном разрушении наземного или надземного трубопровода, выходящего из резервуара, определяют по формуле:

mа = GL·τ + (π/4)·(DN)2·(ΣiLi)·ρL   ,   (i=1,...,n)   ,   (30)

где

τ - расчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;

DN - внутренний диаметр трубопроводов (в случае различных диаметров трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, объем выходящей нефти (нефтепродукта) рассчитывают для каждого трубопровода отдельно);

Li - длина i-го участка трубопровода от запорного устройства до места разгерметизации, м;

n - число участков трубопроводов, связанных с местом разгерметизации;

GL - начальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный трубопровод, кг/с.

GL = μи·(π/4) ·dp2·√(2·ρL·ΔPR)   ;

μи - коэффициент истечения;

ΔPR - напор столба жидкости в резервуаре, Па.

ΔPR = hL·ρL·g   ;

hL - высота столба жидкости (от верхнего уровня жидкости в резервуаре до уровня места разгерметизации, принимаем максимальному проектному уровню), м;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

3. Оценка площадей разливов нефти, нефтепродуктов при аварии

3.1. При необходимости и наличии данных о рельефе местности (с детальностью масштаба не меньше 1:10000 и данных о фильтрации почвы) для определения площади загрязнения почвы на суше используют геометрический подход с применением ГИС-технологий. При таком подходе сначала определяют линию тока, по которой нефть (нефтепродукты) будет течь от места выброса на ОПО МН и МНПП. Затем на этой линии определяют места, где нефть (нефтепродукты) может накапливаться в определенных количествах прежде, чем начнет течь дальше по линии тока. Каждое место скопление нефти (нефтепродукта) характеризуют объемом нефти (нефтепродукта) (Vраз1, Vраз2, Vраз3), максимальной площадью разлива (Sраз1, Sраз2, Sраз3) и временем окончания заполнения места скопления (tраз1, tраз2, tраз3). При таком подходе не определяют площади загрязнения почвы вдоль линии тока (ими пренебрегают по сравнению с площадью скоплений нефти, нефтепродуктов в низинах), также не рассчитывают время движения нефти (нефтепродуктов) вдоль линии тока.

При необходимости учета площади загрязнения вдоль линии тока и времени движения нефти (нефтепродуктов) вдоль линии тока необходимо решать уравнения движения мелкой воды (shallow water) на поверхности сложной формы с учетом испарения и фильтрации нефти (нефтепродукта) в почву.

3.2. При отсутствии данных о рельефе для приближенной оценки площадей аварийных разливов на неограниченную поверхность толщину слоя разлития нефти (нефтепродуктов) допускается принимать равной 0,2м при проливе на неспланированную грунтовую поверхность и 0,05м при проливе на спланированное грунтовое покрытие. При аварийном разливе нефти (нефтепродуктов) на территории площадочного объекта ОПО МН и МНПП площадь возможного разлива оценивают с учетом планировки площадки.

При авариях вблизи водоемов и водотоков соотношение объема нефти (нефтепродукта) загрязнившей сушу, и объема нефти, нефтепродукта попавшей в водные объекты, существенно зависит от взаимного расположения ОПО МН и МНПП и водных объектов, макрорельефа прилегающей территории, наличия защитных сооружений, а также объема вылившейся нефти (нефтепродукта) Vраз.

Для приближенной оценки площади загрязнения водной поверхности можно принимать толщину слоя 0,005м для нефти и 0,001м для светлых нефтепродуктов.