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

20. На этапе планирования и организации работ рекомендуется:

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

2. 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);

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

4. 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 R определяют как среднегодовое значение показателя риска аварий за последний пятилетний период рассмотрения на ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации;

5. 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:

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

2. 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:

1. 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;

2. 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;

3. 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.

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 N 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 1 км. 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.

24. Причины аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП приведены на рисунке 2 приложения N 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:

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

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

3. в) одновременное разрушение ОПО МН и МНПП и кожуха.

26. Сочетание всех трех вариантов, указанных в пункте 24 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 N 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 2009 г. N 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 10 кПа) 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 200 м/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 2016 г. N 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 2009 г. N 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):

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

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

3. в) мгновенное воспламенение паров нефти, нефтепродукта;

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

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

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

7. 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 N 3 к настоящему Руководству по безопасности, алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродукта из ОПО МН и МНПП - на рисунке 4 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

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

1. 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 для ОПО МН и МНПП "труба в трубе";

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

   • для подводных переходов - 0;

2. 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;

3. 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;

4. г) мгновенное воспламенение (f):

   • для подводных ОПО МН и МНПП - 0;

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

   • для полного разрыва - 0,05;

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

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

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

   • при выбросе в тоннеле - 0,1;

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

8. 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;

9. 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 N 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 К учитывают факторы, связанные со сложностью проведения аварийных работ и характеристик окружающей среды (рельеф, нефтеемкость грунтов, наличие водных объектов).

Для болотистых участков К 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 N 5 к настоящему Руководству по безопасности, для участков категории сложности I, 0,75 для участков категории сложности II-III и 0,9 для равнинных участков.

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

58. Для оценки последствий аварий для каждого рассматриваемого сценария определяют вероятные зоны действия поражающих факторов аварий в соответствии с приложением N 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 - МВКП, МВКП), 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 2016 г. N 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 2002 г. N 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 N 9 к настоящему Руководству по безопасности.

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

*

________________

* Формула соответствует оригиналу. - Примеание изготовителя базы данных.

                
где - удельная частота разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП в точке с координатой х вдоль оси ОПО МН и МНПП, год·км;

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

- коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (x, ) 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);

- количество поражающих факторов, которые могут действовать одновременно при реализации k-го сценария в точке с координатами (x, ) 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 N 144.

- условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (x, ) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-ом 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 x и x определяют таким образом, что ни для одного возможного сценария аварий в точках с координатой менее x или с координатой более x вдоль оси трубопровода зоны действия поражающих факторов не будут распространяться на точку территории с координатами (x, ).

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 , год, в определенной точке (x, y) на территории площадочного объекта и в селитебной зоне вблизи площадочного объекта рекомендуется определять по формуле

где - число сценариев развития аварий;

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

Условные вероятности поражения человека определяют в соответствии с приложением N 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 R , год, для i -го работника объекта при его нахождении на территории объекта определяют по формуле

,

где q - вероятность присутствия i-го работника в j-й области территории;

- величина потенциального риска в j -ой области территории, год.

Вероятность q 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 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 , 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

,

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

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

N - ожидаемый ущерб (объем разлива нефти, число погибших) при реализации j-го сценария в соответствии с приложением N 8 к настоящему Руководству по безопасности.

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

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

;

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

;

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

;

при определении экологического риска R, тыс.руб./год - ожидаемого экологического ущерба в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (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.

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.

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 N 3 к настоящему Руководству по безопасности, где R(n) - один из показателей риска для n-го участка, x - 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).

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 R по критериям, приведенным в таблице N 3 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

74. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварий для ЛЧ ОПО МН и МНПП R 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 N 4 и N 6 приложения N 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 L трассы по показателю риска аварий R приведена на рисунке 16 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

В случае однокилометровых сухопутных участков вместо суммарной длины участков L 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 {R, R} разделяют по критериям степени опасности на ЛЧ ОПО МН и МНПП, приведенным в таблице N 6 приложения N 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 N 7 приложения N 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 N 8 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности (на основе данных "The International Tanker Owners Pollution Federation").

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 2012 г. N 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.

1.1. Границы территориального деления трассы ОПО МН и МНПП по административным районам следует представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 1 данного приложения.

Таблица N 1

     
Границы территориального деления трассы ОПО МН и МНПП по административным районам

1.2. Средние температуры воздуха (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 2 данного приложения.

Таблица N 2

     
Средняя месячная температура воздуха (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП

1.3. Среднемесячную скорость ветра (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 3 данного приложения.

Таблица N 3

Среднемесячная скорость ветра (по месяцам) для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП

1.4. Годовую повторяемость направлений ветра для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 4 данного приложения.

Таблица N 4

     
Годовая повторяемость направлений ветра для районов прохождения трасс ОПО МН и МНПП

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 N 5 данного приложения.

Таблица N 5

     
Сведения об иных магистральных трубопроводах, проходящих в одном технологическом коридоре с рассматриваемым ОПО МН и МНПП или пересекающих его

1.6. Краткую характеристику переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через железные и автомобильные дороги рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 6 данного приложения.

Таблица N 6

     
Краткая характеристика переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через железные и автомобильные дороги

1.7. Краткую характеристику переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через водные преграды рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 7 данного приложения.

Таблица N 7

     
Краткая характеристика переходов ЛЧ ОПО МН и МНПП через водные преграды

1.8. Данные о размещении близлежащих организаций к ЛЧ ОПО МН и МНПП (для МНПП светлых нефтепродуктов - ближе 1000 м, для остальных ОПО МН и МНПП - ближе 500 м) рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 8 данного приложения.

Таблица N 8

     
Данные о размещении близлежащих организаций к ЛЧ ОПО МН и МНПП

1.9. Данные о размещении близлежащих населенных пунктов для ЛЧ ОПО МН и МНПП (для магистральных нефтепродуктопроводов - ближе 1000 м, для магистральных нефтепроводов - ближе 500 м) рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 9 данного приложения.

Таблица N 9

Данные о размещении близлежащих населенных пунктов для ЛЧ ОПО МН и МНПП

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 N 10. Форма таблицы N 10 - в соответствии с таблицей N 7 главы IV РД 03-357-00.

Таблица N 10

Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества

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 N 11 данного приложения. Форма таблицы N 11 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица N 8).

Таблица N 11

     
Данные о распределении опасных веществ по трубопроводам

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 N 12 данного приложения.

Таблица N 12

     
Характеристика и расположение трубопроводной арматуры

1.14. Характеристику противопожарных сооружений ЛЧ ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной таблице N 13 данного приложения.

Таблица N 13

     
Характеристика противопожарных сооружений ЛЧ ОПО МН и МНПП

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 N 14 данного приложения.

Таблица N 14

Уточнения для профиля трассы ОПО МН и МНПП

1.19. Перечень аварий и инцидентов, имевших место на данном ОПО МН и МНПП с указанием источника информации, представляется в виде таблицы N 15 данного приложения.

Таблица N 15

Перечень аварий и инцидентов, имевших место на данном ОПО МН и МНПП

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 N 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 N 17 данного приложения, в соответствии с экспликацией.

Таблица N 17

Данные о размещении персонала на площадочных сооружениях по зданиям, сооружениям, производственным площадкам

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

2.5. Данные о размещении близлежащих организаций к площадочным объектам МНПП - 2000 м и менее; площадочным объектам МН - 750 м и менее представляются в виде таблицы N 18 данного приложения.

Таблица N 18

     
Данные о размещении близлежащих организаций к площадочным объектам ОПО МН и МНПП

2.6. Данные о размещении близлежащих населенных пунктов к площадочным объектам МНПП - 2000 м и менее; площадочным объектам МН - 750 м и менее представляются в виде таблицы N 19 данного приложения.

Таблица N 19

     
Данные о размещении близлежащих населенных пунктов к площадочным объектам ОПО МН и МНПП

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 N 20 данного приложения. Форма таблицы N 20 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица N 7).

Таблица N 20

     
Перечень основного технологического оборудования, в том числе трубопроводов (с указанием длины и диаметра), в котором обращаются опасные вещества на площадочных сооружениях

2.9. Данные о распределении опасных веществ по оборудованию и трубопроводам площадочных объектов представляются в виде таблицы N 21 данного приложения. Форма таблицы N 21 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, таблица N 8).

Таблица N 21

     
Данные о распределении опасных веществ по оборудованию и трубопроводам площадочных объектов

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).

1.1. Группа 1 - внешние антропогенные воздействия

В группу 1 входят внешние по отношению к рассматриваемому ОПО МН и МНПП факторы, приведенные в таблице N 2 данного приложения, влияющие на вероятность повреждения ОПО МН и МНПП со стороны третьих лиц.

Таблица N 2

     
Факторы группы 1

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 N 6 данного приложения.

Таблица N 6

     
Факторы группы 2

1.3. Группа 3 - природные воздействия

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

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

2. 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;

3. 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 N 11 данного приложения.

Таблица N 11

     
Факторы группы 3

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 N 17 данного приложения.

Таблица N 17

Факторы группы 4

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. B принимают равной 10.

Данные о факторах группы 5 приведены в таблице N 21 данного приложения.

Таблица N 21

Факторы группы 5

2.1. Группа Гр - внешние антропогенные воздействия

В группу Гр 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 приведены в таблице N 26 данного приложения.

Таблица N 26

Факторы группы Гр

2.2. Группа Гр - 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 N 30 данного приложения.

Таблица N 30

Факторы группы Гр

2.3. Группа Гр - природные воздействия

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

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

2. 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;

3. 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;

4. 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 N 33 данного приложения.

Таблица N 33

Факторы группы Гр

2.4. Группа Гр - 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 N 39 данного приложения.

Таблица N 39

     
Факторы группы Гр

2.5. Группа Гр - 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 - 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 N 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 N 42

Категория участка по сложности производства работ

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 2009 г. N 404, значение которой определяют следующим образом.

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

,                                                               (4)

Величину эффективного времени экспозиции t вычисляют по формулам:

для огненного шара:

;                                                                         (5)

для пожара пролива или для факела:

,                                                                            (6)

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

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

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

u - средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с (принимают равной 5 м/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 2016 г. N 137.

Размеры зон поражения тепловым излучением могут быть определены также по уровню интенсивности теплового излучения. Детерминированные критерии поражения людей и сооружений приведены в таблице N 3 данного приложения.

Таблица N 3

     
Предельно-допустимая интенсивность теплового излучения

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 2016 г. N 137, значение которой определяют следующим образом:

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

   ,                                                              (7)

2. где: ;

   - избыточное давление, Па;

   I - импульс, кг·м/с;

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

   ,                                                                        (8)

4. где: ;

   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;

5. 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:

                                                                       (9)

6. где: ; ; ;

7. m  - масса тела живого организма, кг;

   Р - атмосферное давление, Па;

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

   ;                                                        (10)

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

   ,                                                          (11)

   
   где: .

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%.

Рисунок 1. Пример расчета числа погибших пассажиров автотранспорта

Тогда длина дороги в зоне действия поражающих факторов:

• км;

• км.

Число пострадавших при развитии аварий по сценарию A равно:

• чел.

Число погибших при развитии аварий по сценарию A равно:

• чел.

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

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

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

,                                                                       (1)

где V - 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), м.

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

уравнение неразрывности (уравнение изменения массы):

;                                                           (2)

уравнение изменения импульса:

;                     (3)

уравнение изменения энергии:

                  (4)

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

;                                                       (5)

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

;                                   (6)

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

,                                                             (7)

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

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

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

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

- осредненная по сечению плотность, кг/м;

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

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

зависит от числа Рейнольдса (); 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, м;

1.3. Объем нефти (нефтепродукта) V, 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) V является продолжением расчета объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V 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) V, 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 N участков трубопроводной системы будет находиться на одном уровне (z). Давление в трубопроводе будет определяться гидростатикой:

,                                                         (18)

где z - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится нефть, нефтепродукт (зеркало жидкости), м;

z - нивелирная отметка трассы, м;

p - внутреннее давление в трубопроводе, Па;

p - вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

- осредненная по сечению плотность, кг/м;

g - ускорение свободного падения, м/с.

Давление на месте разрушения (высотная отметка z) составит:

,                                                     (19)

где z - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м.

Расход нефти (нефтепродукта) через свищ определяют следующим образом:

,                                                         (20)

где - коэффициент, который принимает максимально возможное значение, равное 0,6;

S - площадь свища, м;

- осредненная по сечению плотность, кг/м;

p - наружнее давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

Положение высотной отметки зеркала жидкости z - по мере истечения нефти (нефтепродукта) меняется (z(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) z (t ), но и перемещение их вдоль трубопровода (x (t ), x (t )). Такое перемещение по длине происходит как непрерывно, так и скачками. Скачкообразное изменение x (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:

,                           (21)

     
,                             (22)

     
,                                         (23)

     
, ,                                                         (24)

где t - время, с;

z - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м;

z(t ) - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;

z(t ) - уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;

p - внутреннее давление в трубопроводе на месте разрушения, Па;

p - наружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

p - вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

- осредненная по сечению плотность, кг/м;

g - ускорение свободного падения, м/с.

- коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка до места разрушения, где число Рейнольдса равно Re;

- коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка после места разрушения, где число Рейнольдса равно Re;

u - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварий (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

u - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварий (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

x - координата по трассе места разрушения, м;

х - координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;

х - координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;

D - внутренний диаметр ОПО МН и МНПП до места разрушения, м;

D - внутренний диаметр ОПО МН и МНПП после места разрушения, м.

Когда на месте разрушения участка ЛЧ ОПО МН и МНПП избыточное давление отсутствует (, 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:

,                                      (25)

     
,                                        (26)

     
,                                                                (27)

     
, .                                                               (28)

1.4. Объем нефти V, 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 2013 г. N 730.

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:

,                                                                     (29)

где m - масса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, кг;

- плотность нефти, нефтепродукта, кг/м;

V - объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м.

Массу нефти (нефтепродукта), поступившей самотеком при полном разрушении наземного или надземного трубопровода, выходящего из резервуара, определяют по формуле:

,                                           (30)

где - расчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;

D - внутренний диаметр трубопроводов (в случае различных диаметров трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, объем выходящей нефти (нефтепродукта) рассчитывают для каждого трубопровода отдельно);

L - длина i-го участка трубопровода от запорного устройства до места разгерметизации, м;

n - число участков трубопроводов, связанных с местом разгерметизации;

G - начальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный трубопровод, кг/с. ;

- коэффициент истечения;

- напор столба жидкости в резервуаре, Па. ;

h - высота столба жидкости (от верхнего уровня жидкости в резервуаре до уровня места разгерметизации, принимаем максимальному проектному уровню), м;

g - ускорение свободного падения, м/с.

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) (V , V , V ), максимальной площадью разлива (S , S , S ) и временем окончания заполнения места скопления (t , t , t ). 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 0,2 м при проливе на неспланированную грунтовую поверхность и 0,05 м 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) V .

Для приближенной оценки площади загрязнения водной поверхности можно принимать толщину слоя 0,005 м для нефти и 0,001 м для светлых нефтепродуктов.