Нормативные документы в сфере деятельности
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору

Серия 08

Документы по безопасности,
надзорной и разрешительной деятельности
в нефтяной и газовой промышленности

Выпуск 30

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
«МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА
РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

Москва
ЗАО НТЦ ПБ
2016

Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» на основе и взамен аналогичного документа, утвержденного приказом Ростехнадзора от 07.11.2014 № 500.

В разработке Руководства по безопасности принимали участие С.Г. Радионова, С.А Жулина, В.Л. Титко (Ростехнадзор), А.С. Печеркин, М.В. Лисанов, А.И. Гражданкин, Д.В. Дегтярев, А.В. Савина, Е.А. Самусева (ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности»), С.И. Сумской (Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»).

Руководство по безопасности содержит порядок количественной и балльной оценки риска и определения степени опасности промышленных аварий на линейных частях и площадочных сооружениях опасных производственных объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, перечень основных показателей риска аварии для этих частей и сооружений, а также методики расчета или оценки таких показателей. Руководство по безопасности распространяется на указанные объекты, на которых обращаются опасные вещества - нефть и нефтепродукты (бензины, дизельные топлива и авиационные керосины).

СОДЕРЖАНИЕ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ,
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
(РОСТЕХНАДЗОР)

ПРИКАЗ

Москва

Об утверждении Руководства по безопасности «Методические рекомендации по
проведению количественного анализа риска аварий на опасных
производственных объектах магистральных нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов»

В целях реализации Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520, приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

2. Признать утратившим силу приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7 ноября 2014 г. № 500 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

 

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
«МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ
КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и 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 2013 г. № 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 2005 г. № 893, Руководства по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 11 апреля 2016 г. № 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 2000 г. № 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.

________

* Сведения о сокращениях и обозначениях приведены в пункте 7 Руководства по безопасности. (Примеч. изд.)

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*.

________

* Расшифровки обозначений приведены также в пояснениях к формулам. (Примеч. изд.)

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 2008 г. № 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.

________

* Возможно, имеются в виду пункты 53 - 67. (Примеч. изд.)

14. Для определения степени опасности аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП в настоящем Руководстве по безопасности используют основные показатели риска аварии (индивидуальный R_инд, потенциальный R_пот, коллективный R_колл, 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 табл. 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 зоне составляют:

для МНПП - 1000 м и менее;

для МН - 500 м 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 с 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 2016 г. № 144.

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

________

* Возможно, имеется в виду пункт 66. (Примеч. изд.)

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 (R_инд, R_пот, R_колл 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 2016 г. № 144), а также дополнительные (удельные и интегральные) показатели риска аварии, приведенные в табл. 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.

________

* Возможно, имеется в виду пункт 66. (Примеч. изд.)

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 зоне, составляет:

1) для МНПП - 2000 м и менее;

2) для МН - 750 м 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 рис. 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 R_5лет 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 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.

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 рис. 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 с 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 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 рис. 2 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

________

* Три варианта указаны в пункте 25. (Примеч. изд.)

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 его 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. № 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 °С) 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 будут 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. № 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. № 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 объектов;

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 рис. 3 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности, алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродукта из ОПО МП и МНПП - на рис. 4 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

32. При расчетах (в том числе по дереву событий на рис. 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 (е):

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 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;

д) возможность образования разлития для подводных участков при свище и скорости течения более 1 м/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 10 кПа - 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 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;

и) возможность образования взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве для прокладки «труба в трубе» с последующим ее взрывом и разрушением внешней трубы (а) - 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 рис. 4 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности приведен алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродуктов из ОПО МП 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 K_сб учитывают факторы, связанные со сложностью проведения аварийных работ и характеристик окружающей среды (рельеф, нефтеемкость грунтов, наличие водных объектов).

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

В соответствии с балльной оценкой факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварии, приведенной в приложении № 5 к настоящему Руководству по безопасности, K_сб = 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 K_сб 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 40 см/ч согласно подпункту 1.2 Руководства по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках, утвержденного ГУГПС МВД России 12 декабря 1999 г.).

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 2009 г. № 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 2000 г. № 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 аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Дерево событий для сценария A₁ приведено на рис. 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 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 рис. 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 (а, 1-а) 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 рис. 5 приняты следующие условные вероятности событий:

а) резервуар теряет целостность после появления разрушения (а) - 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 (с):

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), и 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 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

е) образование капельной взвеси нефти, нефтепродукта в атмосфере (f) для бензинов и керосинов при высоте выброса более 5 м - 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 A₂. 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 рис. 6 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рис. 6 приняты следующие условные вероятности событий:

а) воспламенение шлейфа паров нефти, нефтепродукта (а) - 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 (с) - 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) (е) - 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. Сценарий 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 аварии 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 A₃ приведено на рис. 7 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

44. Сценарии А₄ - А₆ аналогичны сценариям A₁ - А₃, 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 рис. 8 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рис. 8 приняты следующие условные вероятности событий:

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

образование дрейфующего облака ТВС (е) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 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 рис. 9 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рис. 9 приняты следующие условные вероятности событий:

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

прекращение горения (b) - 0,75;

зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре (с) - 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) (е) - 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 рис. 10 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рис. 10 приняты следующие условные вероятности событий:

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

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

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

45. Сценарии А₇ - A₈ 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 аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

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

На рис. 11 приняты следующие условные вероятности событий:

емкость сохраняет целостность после появления разрушения (а) - 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 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (е) - 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 A₈ аналогичен сценарию А₇ с той разницей, что подземное расположение емкости исключает возможность полного разрушения и пролива жидкой фазы.

47. Сценарий A₈. 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 аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Дерево событий для сценария A₈ приведено на рис. 12 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

На рис. 12 приняты следующие условные вероятности событий:

емкость сохраняет целостность после появления разрушения (а) - 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 (е) - для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 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 аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

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

На рис. 13 приняты следующие условные вероятности событий:

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

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

образование ТВС (с) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 3 кПа (насосы в помещении) и 10 кПа (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 аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Дерево событий на технологическом трубопроводе полностью аналогично дереву событий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, рис. 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 рис. 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 10 кПа);

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 под водных 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.

________

* См. также пункты 41 - 49. (Примеч. изд.)

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 - МВКП_л, МВКП_п), 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 аварии 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. № 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. № 63. Расчет платы за загрязнение окружающей среды рекомендуется проводить в соответствии с действующими нормативными 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 R_пот (х₀, r₀), год^-1, в определенной точке с координатами (х₀, r₀), где координата х₀ - 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;

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

v^kj_уяз (х₀, r₀) - коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (х₀, r₀) от j-го поражающего фактора, который может реализоваться в ходе k-то 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);

Ф_k (х₀, r₀) - количество поражающих факторов, которые могут действовать одновременно при реализации k-го сценария в точке с координатами (х₀, r₀) и которые определяются 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;

Q^kj_пор (x, х₀, r₀) - условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (х₀, r₀) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-м сценарии развития аварии, произошедшей в точке ОПО МН и МНПП с координатой х.

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.

________

* Возможно, имеются в виду пункты 53 - 57. (Примеч. изд.)

** Возможно, имеются в виду пункты 32, 41 - 49. (Примеч. изд.)

Верхнюю и нижнюю границы интегрирования x_min и х_max определяют таким образом, что ни для одного возможного сценария аварий в точках с координатой менее x_min или с координатой более х_mах вдоль оси трубопровода зоны действия поражающих факторов не будут распространяться на точку территории с координатами (х₀, 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 R_пот (x, у), год^-1, в определенной точке (х, у) на территории площадочного объекта и в селитебной зоне вблизи площадочного объекта рекомендуется определять по формуле

где I - число сценариев развития аварий;

Q_i - частота реализации в течение года i-го сценария развития аварии, год^-1.

Условные вероятности поражения человека Q^ij_пор (x, у) 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.

_______

* Возможно, имеются в виду пункты 53 - 57. (Примеч. изд.)

** Возможно, имеются в виду пункты 32, 41 - 49. (Примеч. изд.)

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

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

R_пот (j) - величина потенциального риска в j-й области территории, год^-1.

Вероятность q_ji 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 v^kj_уяз 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 зоне.

Аналогичным образом можно определять значения индивидуального риска для иных групп лиц (работников соседних предприятий, посетителей мест массового скопления людей, пассажиров железнодорожного и автотранспорта и т.п.) с учетом v^kj_уяз, 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_j - частота реализации в течение года j-го сценария развития аварии, год^-1, определяемая в соответствии с пунктами 52 - 56* настоящего Руководства по безопасности;

________

* Возможно, имеются в виду пункты 53 - 57. (Примеч. изд.)

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

________

** Возможно, имеются в виду приложения № 8, 9. (Примеч. изд.)

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

при определении коллективного риска R_колл, 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_m, т/год, - ожидаемой массы потерянной нефти в течение года для всех возможных сценариев общим числом J(j = 1, …, J):

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

при определении экологического риска R_Эn, 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.

________

*** Возможно, имеются в виду пункты 58, 59. (Примеч. изд.)

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 рис. 15 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности, где R(n) - один из показателей риска для n-го участка, x_n - расстояние от начала трассы для n-то 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 R_5лет по критериям, приведенным в табл. 3 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

74. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварий для ЛЧ ОПО МН и МНПП R_5лет 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 табл. 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 L_s трассы по показателю риска аварий R приведена на рис. 16 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

В случае однокилометровых сухопутных участков вместо суммарной длины участков L_s 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 аварии на ОПО МН и МНПП». Для этого полный интервал изменения показателя риска {R_min, R_max} разделяют по критериям степени опасности на ЛЧ ОПО МН и МНПП, приведенным в табл. 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 табл. 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 табл. 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 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. № 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 2013 г. № 520.

Приложение № 1

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

Перечень используемых сокращений и обозначений

В настоящем Руководстве по безопасности используются следующие сокращения:

А(х) - площадь поперечного сечения ОПО МН и МНПП в общем случае переменная по трассе, м²;

АВБ - аварийно-восстановительная бригада;

ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;

ВКПР - верхний концентрационный предел распространения пламени;

ГИС - географическая информационная система;

Гр_i/Гр_i*- группа факторов влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварий;

ЖБР - железобетонный резервуар;

ОПО - опасный производственный объект;

КО - километровая отметка (трассы ОПО МН и МНПП);

K_сб - коэффициент сбора;

ЛЧ - линейная часть;

МВКП_л - максимально 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.;

МВКП_п - максимально 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.;

МН - магистральный нефтепровод;

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени;

Н_нас - плотность населения в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы, чел./км²;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ПЛPH - план по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

РП - резервуарный парк;

СМР - строительно-монтажные работы;

СОД - средства очистки и диагностики;

СТА - системы телемеханики и автоматики;

ТВС - топливно-воздушная смесь;

У_э - экологический ущерб, млн руб.;

У_атм - ущерб окружающей среде от загрязнения атмосферы, млн руб.;

У_вод - ущерб окружающей среде от загрязнения водных объектов, млн руб.;

У_зем - ущерб окружающей среде от загрязнения почв, млн руб.;

ЭХЗ - электрохимическая защита;

В_ij/В_ij* - балльная оценка j-го фактора в i-й группе для эксплуатируемых (проектируемых) участков ОПО МН и МНПП (по 10-балльной шкале);

B_ij^(m)/B_ij^(m)* - балльная оценка составляющей m фактора F_ij/F_ij*;

В_n - балльная оценка n-го участка трассы ОПО МН и МНПП;

В_ср - средняя балльная оценка трассы ОПО МН и МНПП, полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы (n от 1 до N);

с - скорость распространения звука в нефти, м/с;

D - внутренний диаметр МН и МНПП, м;

D₁ - внутренний диаметр МН и МНПП до места разрушения, м;

D₂ - внутренний диаметр МН и МНПП после места разрушения, м;

DN - номинальный диаметр МН и МНПП;

d_p - эффективный диаметр отверстия разгерметизации трубопровода, полагаемый при полном разрушении равным внутреннему диаметру трубопровода, м;

Е - масса 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;

F - площадь поверхности пролива, м²;

F(х) - социальный риск, год^-1;

F(N_j) - сумма частот сценариев с ожидаемым числом погибших не менее N_j;

F_ij/F_ij* - фактор влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварий (i - номер группы, j - номер фактора в группе);

F_n - балльная оценка соответствующих отрезков рассматриваемого участка ОПО МН и МНПП;

f_ij^(m)/f_ij^(m)* - составляющая m фактора F_ij/F_ij*;

G - число областей объекта, в каждой из которых величину потенциального риска можно считать постоянной;

G_L - начальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный МН и МНПП, кг/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - напор, м;

Н_нас - плотность населения, чел./км²;

Н_пр - приведенная толщина, мм;

Н_сн - толщина стенки, мм;

Н_э - эффективная толщина, мм;

h_в - фактическая глубина водоема над самым мелкозаглубленным (в грунт) участком перехода, м;

h_гр - толщина слоя грунта над верхней образующей ОПО МН и МНПП, м;

h_доп - толщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия ОПО МН и МНПП, м;

h_L - высота столба жидкости, м;

I - импульс, кг⋅м/с;

I₀(x, t) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери импульса при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с²/м²;

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

K₀(x) - число сценариев развития аварий в точке с координатой х вдоль оси ОПО МН и МНПП;

k_вл - коэффициент, показывающий, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке λ_n отличается от среднестатистической для данной трассы ;

k_нн - коэффициент, учитывающий способ прокладки;

k_n - коэффициент прочности;

L - максимальная дальность дрейфа облака ТВС в направлении ветра, м;

Lʹ - расстояние, на котором достигается максимальная ширина облака, м;

L_i - длина i-го участка ОПО МН и МНПП от запорного устройства до места разгерметизации, м;

L_общ - общая протяженность эксплуатируемых ОПО МН и МНПП, км;

L_p - характерный линейный размер дефектного отверстия, мм;

L_рег - протяженность ОПО МН и МНПП, эксплуатируемых организацией, км;

L_н - протяженность участка ОПО МН и МНПП, км;

L_n - длина n-то участка трассы ОПО МН и МНПП, полученная в результате деления трассы ОПО МН и МНПП на участки, км;

L_s - суммарная длина участков, км;

l - размер пролива в направлении ветра, м;

М₀(х, t) - удельная (на единицу длины трубы) интенсивность выброса нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с/м;

М_А - средняя масса утечек нефти при аварии, т;

M_i - масса выброса одного загрязняющего вещества в атмосферу, т;

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

m_А, m_а - средняя масса потерь нефти при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, т;

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

 - средняя масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т;

N(x) - число сценариев С_j, при которых гибнет не менее х человек;

N(N_c) - 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.;

n - число участков ОПО МН и МНПП, связанных с местом разгерметизации;

n(n_с) - возможное число пострадавших (в том числе погибших) при наиболее вероятном сценарии аварий (в том числе среди персонала и третьих лиц), чел.;

N_j - ожидаемый ущерб (объем разлива нефти, число погибших) при реализации j-го сценария в соответствии с приложениями № 8 и № 10 к настоящему Руководству по безопасности;

N_jц - ближайшее большее целое число к значению ожидаемого числа погибших N при реализации j-го сценария;

Nu_гр - число Нуссельта;

Р - давление, Па;

Р_вн - внутреннее давление в резервуаре, Па;

Р_с - осредненное по сечению давление нефти (нефтепродукта) в ОПО МН и МНПП, Па;

Pr - пробит-функция;

Р(а) - величина потенциального риска в точке (а), год^-1;

Р(х₀, r₀) - величина потенциального риска вдоль оси ОПО МН и МНПП в определенной точке с координатами (х₀, r₀), год^-1;

Р_А - частота возникновения аварии, год^-1;

Р_гиб - условная вероятность поражения;

Р_гиб-в - верхняя граница условной вероятности поражения человека на ограниченной территории;

Р_гиб-н - нижняя граница условной вероятности поражения человека на ограниченной территории;

Р_нар - давление снаружи ОПО МН и МНПП, Па;

Р_раб - рабочее давление в ОПО МН и МНПП, Па;

Р_эф - частота возникновения аварий, связанных с возникновением поражающего эффекта (взрыв, пожар или огненный шар), год^-1;

Р₀ - давление при нормальных условиях, Па;

pH - кислотность грунта;

Р_внутр - внутреннее давление в трубопроводе, Па;

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

р_у - вакуумметрическое давление паров нефти, нефтепродукта, Па;

ΔР - избыточное давление волны давления, Па;

ΔP_R - напор столба жидкости в резервуаре, Па;

Q - интенсивность теплообмена с окружающей средой, Дж/м/с;

Q^kj_пор (х, х₀, r₀) - условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (х₀, r₀) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-и сценарии развития аварии, произошедшей в точке ОПО МН и МНПП с координатой х;

Q_j - частота реализации в течение года j-го сценария развития аварий, год^-1;

Q_k - условная вероятность реализации k-то сценария развития аварий;

Q₀ - расход нефти, нефтепродукта, м³/ч;

Q_dj(a) - условная вероятность поражения человека в точке (а) в результате реализации j-го сценария развития аварий, отвечающего определенному инициирующему аварию событию;

q - удельная величина выбросов углеводородов в атмосферу с поверхности нефти (нефтепродукта), г/(с⋅м²);

q_ij - доля j-го фактора в i-й группе;

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

q(x, y) - доля времени нахождения людей в точке х, у;

R - радиус зоны избыточного давления при взрыве ТВС, м;

Re - число Рейнольдса;

R(n) - один из показателей риска для n-го участка;

R_инд - индивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лиц, год^-1;

R_колл - коллективный риск гибели (смертельного поражения) человека при аварии (среднегодовое ожидаемое число погибших среди персонала и третьих лиц), чел./год;

R_НС1 - частота гибели одного человека и более при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями), год^-1;

R_НС10 - частота гибели 10 человек и более при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год^-1;

R_НС50 - частота гибели 50 человек и более при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год^-1;

R_пот - потенциальный 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;

R_пот(j) - величина потенциального риска в j-й области территории, год^-1;

R_Эn - ожидаемый экологический ущерб (экологический риск), тыс. руб./год;

R_Э1000 - удельный ожидаемый экологический ущерб от аварий, млн руб./(1000 км⋅год);

R_L - максимальный размер зоны поражения при взрыве с учетом дрейфа облака ТВС, м;

R_m - ожидаемая масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т/год;

R_i - величина индивидуального риска, год^-1;

R_m1000 - удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии, т/(1000 км⋅год);

R_Y - ожидаемый ущерб от аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, тыс. руб./год;

R_Y1000 - удельный ожидаемый ущерб от аварий, млн руб./(1000 км⋅год);

R_5лет - среднестатистический (фоновый) уровень частоты разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП (среднее значение за последние пять лет);

r - полуширина облака ТВС, м;

r₀ - координата по оси, перпендикулярной оси ОПО МН и МНПП, км;

S - площадь загрязненного участка, м²;

S₀ - площадь поперечного сечения трубы ОПО МН и МНПП, м²;

S_нп - общая площадь населенного пункта, попадающего в зону действия поражающих факторов, км²;

S_нп-з - «поражаемая» площадь населенного пункта, попадающая в зону действия поражающих факторов и определяемая соответствующим критерием поражения, км²;

S_paз - максимальная площадь разлива, м²;

S_эфф - эквивалентная площадь дефектного отверстия, м²;

S_j - площадь отверстия разгерметизации, м²;

Т - температура нефти (нефтепродукта), °С;

Т_ср - температура окружающей среды, °С;

t - время, с;

t_ксп - эффектное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с;

t₀ - характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с;

t_paз - время окончания заполнения места скопления нефти, с;

u - осредненная по сечению скорость нефти (нефтепродукта) в ОПО МН и МНПП, м/с;

и_ср - средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с;

и₁ - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

и₂ - скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

V - общий объем вытекшей нефти (нефтепродукта), м³;

V_рез - объем резервуара, м³;

V_г - скорость горения, м/с;

V_раз - объем разлива нефти, нефтепродукта, м³;

V_R - объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м³;

V₁ - объем нефти, нефтепродуктов, вытекших в напорном режиме с момента повреждения до остановки перекачки, м³;

V₂ - объем нефти, нефтепродукта, вытекших в безнапорном режиме, с момента остановки перекачки до перекрытия потока трубопроводной арматурой, м³;

V₃ - объем нефти, нефтепродукта, вытекших с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки, м³;

х - расстояние от начала ОПО МН и МНПП, м;

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

х₀ - координата вдоль оси ОПО МН и МНПП, км;

х_n - расстояние от начала трассы для n-го участка, м;

х_* - координата по трассе места разрушения, м;

x₁ - 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;

Y_A, Y_a - средний размер ущерба при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, тыс. руб.;

 - средний размер ущерба от аварий, тыс. руб.;

Y_$ф - потери основных производственных фондов, тыс. руб.;

Y_$m - средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражении, тыс. руб.;

Y_$ос - средний размер платы за загрязнение окружающей среды при аварии, тыс. руб.;

z - нивелирная отметка трассы, м;

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

z_шер - шероховатость 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;

α_т - коэффициент теплопередачи нефти, нефтепродукта с окружающей средой, Вт/м²K;

α_возд - коэффициент теплопередачи воздуха, Вт⋅K/м²;

β - локальный угловой коэффициент трассы МН и МНПП;

δ_расч - расчетное значение толщины стенки МН и МНПП, мм;

δ_факт - фактическое значение толщины стенки МН и МНПП, мм;

ε - удельная внутренняя энергия, Дж/кг;

λ - интенсивность (среднестатистическая частота) аварии на ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км⋅год);

λ_тр - коэффициент трения;

 - удельная частота аварий на ОПО МН и МНПП, 1/(1000 кмтод);

λ_гр, λ_сн - коэффициенты теплопроводности, Вт/(м⋅К);

λ_тр(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;

λ^с - частота образования дефектного отверстия;

λ^c_m - удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера, аварий/(км⋅год);

λ_n - удельная частота (вероятность) аварий на отдельных участках ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км⋅год);

Λ_мн - рассчитанная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, год^-1;

Λ₁₀₀₀ - рассчитанная удельная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км⋅год);

μ - динамический коэффициент вязкости нефти (нефтепродукта), Н⋅с/м²;

μ_и - коэффициент истечения;

μ_l(х, у) - функция, описывающая территориальное распределение людей в некоторый произвольный интервал времени в пределах зоны действия поражающих факторов;

v - кинематический коэффициент вязкости, м²/с;

v^kj_уяз (х, у) - коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (х, у) 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);

ξ - параметр (коэффициент) для различных типов ВИП;

ρ - осредненная по сечению плотность, кг/м³;

ρ_г - удельное сопротивление грунта, Ом⋅м;

ρ_i - доля i-й группы факторов;

ρ_L - плотность нефти (нефтепродукта), кг/м³;

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

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

τ_кит - время, прошедшее с момента проведения последних измерений с помощью выносного электрода, лет;

τ_сн - время, прошедшее со дня последнего пропуска ВИП, лет;

τ_эксп - эффективное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с.

Приложение № 2

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

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 1997 г. № 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 1997 г. № 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 1997 г. № 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 10 м и более по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Потеря нефти (нефтепродуктов) - количество нефти (нефтепродуктов), равное разнице между объемом нефти (нефтепродуктов), вытекших из поврежденного трубопровода, и объемом нефти (нефтепродуктов), собранных в результате работ 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

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

Рисунки и таблицы

Таблица 1

Показатели риска аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП

Таблица 2

Показатели риска аварий на площадочных объектах, составляющих
ОПО МН и МНПП

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 R_5лет

Таблица 4

Примеры типовых показателей с критериями опасности аварий
Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МН

Таблица 5

Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МНПП

Таблица 6

Критерии степени опасности аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП
по сравнению с интервалом изменения рассчитанного показателя риска аварий {R_min, R_max}

Таблица 7

Критерии степени опасности аварий на площадочных сооружениях
(составляющих площадочных объектов) ОПО МН и МНПП

Таблица 8

Сопоставительные критерии степени опасности аварий при перевозках нефти и
нефтепродуктов танкерами

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

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

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

Рис. 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

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

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

Рис. 7. Дерево событий при взрыве внутри наземного резервуара (сценарий A₃)

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

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

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

Рис. 11. Дерево событий при разрушении емкости под давлением (сценарий A₇)

Рис. 12. Дерево событий при разрушении подземной емкости под давлением
(сценарий A₈)

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

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

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

Рис. 16. Иллюстрация формы представления распределения суммарной длины участков
L_s трассы по показателю риска аварий R

Приложение № 4

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

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 2016 г. № 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 2005 г. № 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 табл. 1.

Таблица 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 следует представлять в виде таблицы, аналогичной табл. 2.

Таблица 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 табл. 3.

Таблица 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 табл. 4.

Таблица 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 табл. 5.

Таблица 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 табл. 6.

Таблица 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 табл. 7.

Таблица 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 табл. 8.

Таблица 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 табл. 9.

Таблица 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 табл. 10. Форма табл. 10 - в соответствии с табл. 7 главы IV РД 03-357-00.

Таблица 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 табл. 11. Форма табл. 11 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, табл. 8).

Таблица 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;

значение давления на входе и выходе НПС;

характеристики и расположение трубопроводной арматуры на ЛЧ ОПО МН и МНПП в виде таблицы, аналогичной табл. 12.

Таблица 12

Характеристика и расположение трубопроводной арматуры

1.14. Характеристику противопожарных сооружений ЛЧ ОПО МН и МНПП рекомендуется представлять в виде таблицы, аналогичной табл. 13.

Таблица 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;

средняя 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 табл. 14.

Таблица 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 табл. 15.

Таблица 15

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

1.20. Данные для балльной оценки факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварий приведены в табл. 16 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

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 табл. 2 - 4.

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 табл. 17, в соответствии с экспликацией.

Таблица 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; к площадочным объектам МН - 750 м и менее представляются в виде табл. 18.

Таблица 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; к площадочным объектам МН - 750 м и менее представляются в виде табл. 19.

Таблица 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 и др.) представляются в виде табл. 20. Форма табл. 20 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, табл. 7).

Таблица 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 табл. 21. Форма табл. 21 - в соответствии с РД 03-357-00 (глава IV, табл. 8).

Таблица 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).

Приложение № 5

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

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 выделены пять групп факторов влияния с указанием относительного вклада каждой группы Гр_i (i от 1 до 5) в суммарную статистику аварийных отказов с помощью весового коэффициента ρ_i. Доля группы ρ_i определяется исходя из данных по аварийности на рассматриваемом участке ОПО МН и МНПП.

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

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

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 настоящего Руководства по безопасности, для проектируемых ОПО МН и МНПП - в соответствии с разделом II настоящего Руководства 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-й группы факторов ρ_i определяют исходя из данных по аварийности на рассматриваемом участке ОПО МН и МНПП за последние 5 лет.

Значения коэффициентов ρ_i приведены в качестве примера в табл. 1 исходя из статистики причин аварий за 2006 - 2010 гг. по данным Ростехнадзора.

Таблица 1

Весовые коэффициенты (пример)

1.1. Группа 1 - внешние антропогенные воздействия

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

Таблица 2

Факторы группы 1

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 1985 г. № 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 1,1 м от земной поверхности до верхней образующей ОПО МН и МНПП (в среднем h = 0,9 м).

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

где h = h_гр + h_доп, h_доп определяется по табл. 3.

Таблица 3

Эквивалентная толщина дополнительного механического защитного покрытия
ОПО МН и МНПП

Для подводных переходов роль основной защиты от механического повреждения играют глубина заложения ОПО МН и МНПП в донный грунт h_гр 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, и 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 В₁₁ рассчитывается по формулам:

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

1.1.2. Фактор F₁₂ - уровень антропогенной активности.

В табл. 4 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

1.1.3. Фактор F₁₃ - опасность диверсий и врезок в целях хищения нефти (нефтепродукта).

Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих фактора F₁₃. В том случае, если сумма баллов превышает 10, то В₁₃ принимается равным 10.

Сведения об опасности диверсий и врезок приведены в табл. 5.

Таблица 5

Опасность диверсий и врезок

1.2. Группа 2 - коррозия

Данная группа факторов оценивает объективно существующие на трассе условия, способствующие интенсификации почвенной коррозии (коррозионная активность грунтов, обводненность, наличие 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 табл. 6.

Таблица 6

Факторы группы 2

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 ρ_г. Данные о коррозионной активности грунта для двух составляющих фактора F₂₁ приведены в табл. 7. Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок двух составляющих. Если сумма баллов превышает 10 (или при отсутствии данных о свойствах грунта), то В₂₁ принимают равным 10.

Таблица 7

Коррозионная активность грунта

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 В₂₂ принимают равным 10.

Сведения о наличии подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП приведены в табл. 8.

Таблица 8

Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН
и МНПП

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

Балльная оценка данного фактора оценивается по табл. 9.

Таблица 9

Защищенность ОПО МН и МНПП средствами ЭХЗ

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

Балльная оценка контроля защищенности ОПО МН и МНПП определяется временем τ_кит (количеством лет), прошедшим с момента проведения последних измерений с помощью выносного электрода. Сведения о контроле защищенности ОПО МН и МНПП приведены в табл. 10.

Таблица 10

Контроль защищенности ОПО МН и МНПП

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 табл. 11.

Таблица 11

Факторы группы 3

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 табл. 12.

Таблица 12

Вероятность перемещения грунта или размыва подводного перехода

Категории подводных переходов по степени опасности разлива дюкера при переходах через водные преграды принимают в соответствии с табл. 13.

Таблица 13

Классификация подводных переходов по степени опасности размыва дюкера

1.3.2. Фактор F₃₁ - 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 табл. 14.

Таблица 14

Несущая способность грунта

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 табл. 15.

Таблица 15

Наличие на участке линейной арматуры, надземных технологических трубопроводов

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 табл. 16.

Таблица 16

Проведение превентивных мероприятий

1.4. Группа 4 - конструктивно-технологические факторы

Данная группа включает факторы, отражающие качественное влияние на вероятность аварий качества основных проектных решений. 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 табл. 17.

Таблица 17

Факторы группы 4

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

Расчетное значение толщины стенки ОПО МН и МНПП δ_расч сравнивают с наименьшим в пределах данного участка фактическим значением толщины стенки δ_факт, 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 δ_факт/δ_расч с помощью формул:

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 15 км 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 Р_раб в ОПО МН и МНПП. Данные об амплитуде нагрузки и числе циклов нагружения приведены в табл. 18.

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.

Таблица 18

Амплитуда нагрузки и число циклов нагружения

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 Р_раб, 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 Р_раб 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 табл. 18 выбирают строку, соответствующую амплитуде нагрузки 50 % от Р_раб, и столбец, соответствующий числу циклов нагружения менее 103. Балльная оценка для этого источника циклических напряжений B₄₂₍₁₎ = 2,7.

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

В табл. 18 выбирают строку, соответствующую амплитуде нагрузки 5 % от Р_раб, и столбец, соответствующий числу циклов нагружения в диапазоне от 10⁴ до 10⁵. Балльная оценка для этого источника циклических напряжений B₄₂₍₂₎ = 5,5.

Таким образом, за итоговую балльную оценку для данного участка принимают B₄₂ = 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 Р_раб более чем на 10 %. Балльную оценку определяют по табл. 19.

Таблица 19

Возможность возникновения гидравлических ударов

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 табл. 20.

Таблица 20

Системы телемеханики и автоматики

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. В₅ принимают равной 10.

Данные о факторах группы 5 приведены в табл. 21.

Таблица 21

Факторы группы 5

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

Оценку фактора F₅₁ связанного со средним количеством (плотностью) дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года, обнаруженных ВИП на 1 км участка, определяют по табл. 22.

Таблица 22

Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации не более 1 года
на однокилометровом участке трассы ОПО МН и МНПП

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 1 км участка, определяют по табл. 23.

Таблица 23

Количество дефектов с предельным сроком эксплуатации от 1 до 6 лет на участке
трассы ОПО МН и МНПП

1.5.3. Фактор F₅₃ - диагностика.

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

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 табл. 24.

Если участок ОПО МН и МНПП эксплуатируют с неустраненными дефектами с предельным сроком эксплуатации не более 1 года сверх лимитированного срока, то В₅₃ принимают равным 10.

Таблица 24

Диагностика

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 табл. 25 приведены в качестве примера значения весовых коэффициентов ρ_i для проектируемого ОПО МН и МНПП.

Таблица 25

Весовые коэффициенты

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

2.1. Группа Гр₁* - внешние антропогенные воздействия

В группу Гр₁* 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 Гр₁* приведены в табл. 26.

Таблица 26

Факторы группы Гр₁*

2.1.1. 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* 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 1,1 м от земной поверхности до верхней образующей ОПО МН и МНПП (в среднем h = 0,9 м).

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

Таблица 27

Эквивалентная толщина дополнительного механического защитного покрытия
ОПО МН и МНПП

Для подводных переходов роль основной защиты от механического повреждения играют глубина заложения ОПО МН и МНПП в донный грунт h_гр 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, и 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:

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

При отсутствии информации о реальном состоянии подводного перехода В₁₁ принимают равным 9.

2.1.2. Фактор F₁₂* - уровень антропогенной активности.

В табл. 28 приведены значения отдельных составляющих фактора F₁₂* и соответствующие им балльные оценки В₁₂^(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 В₁₂* принимают равным 10.

Таблица 28

Уровень антропогенной активности

2.1.3. Фактор F₁₃* - 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 B₁₃* принимают равным 10.

Сведения об опасности диверсий и врезок для составляющих фактора F₁₃* приведены в табл. 29.

Таблица 29

Опасность диверсий и врезок в целях хищения нефти (нефтепродукта)

2.2. Группа Гр₂* - коррозия.

Данная группа факторов оценивает объективно существующие на трассе условия, способствующие интенсификации почвенной коррозии (коррозионной активности грунтов, обводненности, наличие других подземных металлических сооружений, в том числе токопроводящих). Факторы, входящие в данную группу, перечислены в табл. 30.

Таблица 30

Факторы группы Гр₂*

2.2.1. Фактор F₂₁* - коррозионная активность грунта.

Коррозионные свойства грунта зависят от его температуры, влажности, пористости, газопроницаемости, содержания солей - характеристик, которые интегрированы в удельном сопротивлении грунта ρ_г. 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 В₂₁* принимают равным 10.

Сведения о коррозионной активности грунта для составляющих фактора F₂₁* приведены в табл. 31.

Таблица 31

Коррозионная активность грунта

2.2.2. Фактор F₂₂* - 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 В₂₂* принимают равным 10.

Сведения о наличии подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН и МНПП приведены в табл. 32.

Таблица 32

Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи ОПО МН
и МНПП

2.3. Группа Гр₃* - 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 табл. 33.

Таблица 33

Факторы группы Гр₃*

2.3.1. Фактор F₃₁* - вероятность перемещений грунта.

Балльную оценку определяют в соответствии с вероятностью перемещений грунта или размыва подводного перехода, данные о которой приведены в табл. 34. Классификацию подводных переходов по степени опасности размыва дюкера при переходах через водные преграды принимают в соответствии с табл. 35.

Таблица 34

Вероятность перемещения грунта или размыва подводного перехода

Таблица 35

Классификация подводных переходов по степени опасности размыва дюкера

2.3.2. 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, могущих привести к ее разгерметизации. Балльную оценку проводят по табл. 36.

Таблица 36

Несущая способность грунта

2.3.3. Фактор F₃₃* - 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 табл. 37.

Таблица 37

Наличие на участке линейной арматуры и надземных технологических трубопроводов

2.3.4. 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 табл. 38.

Таблица 38

Проведение превентивных мероприятий

2.4. Группа Гр₄* - 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 табл. 39.

Таблица 39

Факторы группы Гр₄*

2.4.1. Фактор F₄₁* - отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой.

Расчетное значение толщины стенки ОПО МН и МНПП δ_расч сравнивается с наименьшим в пределах данного участка фактическим значением толщины стенки δ_факт, 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 δ_факт/δ_расч с помощью следующих формул:

2.4.2. 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 двух до 15 км 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 трехкилометровых участках вблизи НПС принимают равной 2.

2.4.3. 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 Р_раб более чем на 10 %. Балльную оценку определяют по табл. 40.

Таблица 40

Возможность возникновения гидравлических ударов

2.4.4. 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.

Данные о системах телемеханики и автоматики приведены в табл. 41.

Таблица 41

Системы телемеханики и автоматики

2.5. Группа Гр₅* - 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 F₅₁* - категория участка по сложности производства работ.

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

Балльную оценку фактора выбирают непосредственно из табл. 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

Приложение № 6

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

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  на ОПО МН и МНПП и их отдельных участках λ_n 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. Локальную частоту 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 . Таким образом, на каждом n-м участке трассы определяют значение интегрального коэффициента k_вл, показывающего, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке λ_n отличается от среднестатистической для данной трассы :

Расчет коэффициента k_вл производят с использованием балльной оценочной системы, при которой каждому значению фактора F_ij ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании расчета или экспертной оценки количество баллов В_ij (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 {В_ij, i от 1 до I, j от 1 до J} подставляют в формулу

B_n определяется как

В_ср определяется как

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

Основные факторы по каждой из рассматриваемых групп, доля каждого фактора в группе q_ij и методика оценки балльных значений В_ij приведены в приложении № 5 к настоящему Руководству по безопасности. Для коэффициента ρ_i, приведенного в приложении № 5 (таблицы 1 и 25), значения q_ij и В_ij, носят базовый характер, в существенной мере зависят от времени эксплуатации и места расположения ОПО МН и МНПП. Величины коэффициентов ρ_i, q_ij и В_ij 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 В_ср рекомендуют принимать равной 3.

Коэффициент прочности k_n 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 k_нн, 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 В_n определяют как сумму оценок составляющих его отрезков с учетом длин этих отрезков. Например, если на один километр участка приходится переход через реку длиной 300 м, а на остальной части длиной 700 м находится лес, то

где В₀, В₁ - балльные оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка.

Значение  определяют из данных статистики по авариям в организации, эксплуатирующей ОПО МН и 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 λ_n 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 15 мм (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 % общего количества разгерметизаций и площадь дефектного отверстия до 10^-4 м².

Доля утечек второго типа - 30 %. Размер дефектных отверстий в этом случае может варьироваться в 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 отверстии) описывается следующим дискретным распределением:

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

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

трещины размером 1,5DN - 10 % 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 L_p/DN, где L_p - характерный линейный размер дефектного отверстия, DN - номинальный диаметр МН и МНПП), а также соответствующие им эквивалентные площади S_эфф приведены в табл. 2. Значения приведены для верхней границы интервала характерных размеров L_p/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 2

Параметры дефектного отверстия в ОПО МН и МНПП и частота возникновения
отверстия с данными параметрами f_m^Lp

Удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера (характерные размеры дефектных отверстий указаны в табл. 2) λ_m^c определяется по формуле

где m = 0, 1, 2, 3 - индекс, (Σf_m^Lp = 1).

Пример:

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

Тогда удельная частота возникновения свищей λ_с0 составит 0,0007 аварий/(км⋅год).

Удельная частота возникновения трещин малых размеров λ_с1 составит 0,000165 аварий/(км⋅год).

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

Соответственно для трещин средних размеров - λ_с2 = 0,000105 аварий/(км⋅год), L_р = 75 см = 0,75 м, S_эфф = 352 см² = 0,0352 м²; для гильотинного разрыва (разрыва на полное сечение) - λ_с3 = 0,00003 аварий/(км⋅год), L_р = 150 см = 1,5 м, S_эфф = 1406 см² = 0,1406 м².

Приложение № 7

к Руководству по безопасности «Методические рекомендации
по проведению количественного анализа риска аварий
на опасных производственных объектах магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» *
от 17 июня 2016 г. № 228

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 табл. 1.

Таблица 1

Документы, используемые для оценки зон действия поражающих факторов

________

* Утратил силу на основании приказа Ростехнадзора от 29.06.2016 № 272. Действует документ с тем же наименованием, утвержденный этим приказом. (Примеч. изд.)

2. Площадь разлива нефти (нефтепродуктов), площадь очага пожара определяют в соответствии с приложением № 10** настоящего Руководства по безопасности.

________

** Очевидно, имеется в виду приложение № 9. (Примеч. изд.)

3. Для сценариев с пожаром пролива в случае примерно равных размеров пролива в различных направлениях форму 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 2009 г. № 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 2009 г. № 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 2009 г. № 404. При отсутствии данных для нефти (нефтепродуктов) допускается принимать величину F_q равной 0,04 кг⋅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 2009 г. № 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 2009 г. № 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 2015 г. № 158, и Руководство по безопасности «Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах», утвержденное приказом Ростехнадзора от 13 мая 2015 г. № 189*.

________

* Утратил силу на основании приказа Ростехнадзора от 03.06.2016 № 217. Действует документ с тем же наименованием, утвержденный этим приказом. (Примеч. изд.)

6. Для расчета параметров волн давления (давление Р 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 2009 г. № 404**.

________

** Этим приказом утверждена Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах. (Примеч. изд.)

Расчетный режим энерговыделения (детонация или дефлаграция), скорость горения V_г выбирают согласно Руководству по безопасности «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей», утвержденному приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016 г. № 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 2015 г. № 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 2009 г. № 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 2009 г. № 404, значение которой определяют следующим образом.

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

Величину эффективного времени экспозиции t вычисляют по формулам:

для огненного шара

для пожара пролива или для факела

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 5 с);

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

и_ср - 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. № 137.

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

Таблица 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. № 137, значение которой определяют следующим образом:

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

где

ΔР - избыточное давление, Па;

I - импульс, кг⋅м/с;

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

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 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:

где

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

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

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 %.

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 2013 г. № 96.