«СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО ГАЗПРОМ ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ АНАЛИЗА РИСКА ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО ...»

[РД 03 14 2005 [2], Приложение 1] 3.1.9 заказчик: Юридическое лицо, заказывающее работу, включающую в свой состав количественный анализ риска.

3.1.10 зона негативного воздействия поражающего фактора: Зона территориального (на уровне земли) распределения физической характеристики заданного поражающего фактора аварии вокруг места возникновения аварии, ограниченная изолинией заранее установленно го порогового значения данной физической характеристики.

П р и м е ч а н и е – например, зона теплового воздействия от вертикального колонного пламени может характеризоваться распределением на уровне земли вокруг центра основания пламени удельно го потока тепловой радиации с внешней границей, соответствующей изолинии порогового значения теплового потока 1,5 кВт/м2.

3.1.11 зона потенциального поражения; ЗПП: Зона территориального (на уровне земли) распределения условных вероятностей поражения человека заданным поражающим факто ром аварии, ограниченная изолинией условной вероятности гибели человека, равной 0, (один процент).

3.1.12 индивидуальный риск: Частота поражения отдельного человека в результате воз действия исследуемых факторов опасности аварий.

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.8] 3.1.13 идентификация опасностей аварии: Процесс выявления и признания, что опас ности аварии на опасном производственном объекте существуют, и определения их харак теристик.

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.3] 3.1.14 инцидент на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Механическое повреждение или проявление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента соору жений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его систем (систем телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической защиты или других), не повлиявшее на работоспособность объекта, но вызвавшее необходимость при нятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния.

[ВРД 39 1.2 054 2002 [3], раздел «Термины и определения»] 3.1.15 коллективный риск: Ожидаемое количество пораженных в результате возмож ных аварий за определенное время.

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.8] 3.1.16 количественный анализ риска, КолАР: Анализ риска, включающий процедуры расчета одного или нескольких количественных составляющих и показателей риска из числа следующих:

ожидаемая частота аварий;

размеры зон воздействия поражающих факторов аварии;

количество пострадавших и погибших;

ожидаемый годовой ущерб;

СТО Газпром 2 2.3 потенциальный риск;

коллективный риск;

индивидуальный риск;

технический риск.

3.1.17 компрессорная станция; КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода, предназначенный для компримирования газа.

3.1.18 линейная часть магистрального газопровода; ЛЧ МГ: Совокупность участков магистрального газопровода, соединяющих компрессорные станции между собой либо с газо распределительными станциями, и сооружений, входящих в состав газопровода: отводов, лупингов, перемычек, запорной арматуры, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов редуцирования давления, узлов очистки полости газопроводов, устройств для ввода метанола, установок электрохимической защиты от коррозии, сооружений техноло гической связи, средств телемеханики, линий электроснабжения, противопожарных средств, противоэрозионных средств, сооружений линейно эксплуатационной службы, вдольтрассо вых проездов, вертолетных площадок.

3.1.19 линейная часть магистрального конденсатопродуктопровода; ЛЧ МКП: Совокуп ность участков магистрального конденсатопродуктопровода, соединяющих насосные стан ции между собой либо с приемо сдаточными станциями, и сооружений, входящих в состав конденсатопродуктопровода: запорной арматуры, переходов через естественные и искус ственные препятствия, узлов очистки полости трубопроводов, установок электрохимической защиты от коррозии, средств телемеханики, противоэрозионных средств, сооружений линей но эксплуатационной службы, вдольтрассовых проездов, вертолетных площадок.

3.1.20 магистральный газопровод; МГ: Магистральный трубопровод, предназначенный для транспортировки природного газа.

3.1.21 магистральный конденсатопродуктопровод; МКП: Магистральный трубопровод, предназначенный для транспортировки стабильного или нестабильного газового конденсата, этана, широкой фракции легких углеводородов.

3.1.22 магистральный трубопровод: Технологически неделимый, централизованно упра вляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объек тов и сооружений, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандар тов продукции от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные трубопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения.

3.1.23 максимальная гипотетическая авария; МГА: Авария, связанная c выбросом макси мально возможных количеств опасных веществ из технологического оборудования (блока), сопровождающаяся отказом штатных систем противоаварийной защиты и/или реализацией ошибочных действий персонала, сочетанием наиболее неблагоприятных природных условий, способствующих распространению поражающих факторов аварии, и приводящая, как след ствие, к максимально возможному ущербу.

3.1.24 насосная станция конденсатопродуктопровода; НС: Комплекс сооружений маги стрального конденсатопродуктопровода, осуществляющий повышение давления в МКП с помощью магистральных насосных агрегатов.

3.1.25 неконтролируемый выброс: Непредусмотренный технологическим процессом (регламентом, проектом и т.д.) единовременный выход опасного газообразного вещества, опасной жидкости или их смеси (природного газа, газового конденсата и т.д.) в атмосферу или помещение производственного объекта из технологической системы.

3.1.26 ожидаемая частота аварий f, аварий/год: Прогнозируемое количество аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.

3.1.27 ожидаемая удельная частота аварий на участке магистрального трубопровода n, аварий/(тыс. км · год): Прогнозируемое количество аварий на единице длины (1000 км) маги стрального трубопровода за один календарный год его эксплуатации.

3.1.28 ожидаемый годовой ущерб от аварий у, руб./год: Математическое ожидание ущер ба от возможных аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.

3.1.29 опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуще ству и (или) окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте.

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

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.4] 3.1.30 оценка риска аварии: Процесс, используемый для определения вероятности (или частоты) и степени тяжести последствий реализации опасностей аварий для здоровья человека, имущества и (или) окружающей природной среды. Оценка риска включает ана лиз вероятности (или частоты), анализ последствий и их сочетания.

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.6] СТО Газпром 2 2.3 3.1.31 поле потенциального риска: Пространственное распределение значений потен циального риска, рассчитанных в каждой точке (узле) выбранной расчетной сетки на рассма триваемой территории, изображаемое, как правило, совокупностью изолиний потенциально го риска.

3.1.32 подземное хранилище газа; ПХГ: Сооружение на основе подземной емкости, предназначенное для закачки, хранения и последующего отбора газа, имеющее подключе ние к магистральному газопроводу.

[СТО Газпром РД 2.5 141 2005, пункт 3.5.19] 3.1.33 последствия аварии: Явления, процессы, события и состояния, обусловленные возникновением аварии на опасном производственном объекте (травмирование людей, нане сение ущерба владельцу, третьим лицам или окружающей среде).

3.1.34 потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск): Частота реали зации поражающих факторов аварий в рассматриваемой точке территории.

3.1.35 приемлемый (предельно допустимый) риск: Риск, уровень которого допустим и обоснован, исходя из экономических и социальных соображений.

3.1.36 разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометри ческих размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возмож ным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.

3.1.37 реципиент: Объект негативного воздействия поражающих факторов аварии.

Реципиентами могут быть люди, компоненты природной среды и материальные ценности.

3.1.38 риск (техногенный риск): Мера опасности, характеризующая возможность (ожи даемую частоту) возникновения аварий и тяжесть их последствий.

П р и м е ч а н и е – В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в качествен ных, так и в количественных показателях. Основными количественными показателями техногенно го риска для людей являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск, социальный риск.

3.1.39 составляющие опасного производственного объекта: Участки, установки, цеха, хранилища или другие составляющие (составные части), объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому и/или административному принципу и входящие в состав опасного производственного объекта.

[РД 03 14 2005 [2], Приложение 1] 3.1.40 социальный риск (F/N кривая): Зависимость частоты F возникновения событий, в которых пострадает с определенной степенью тяжести не менее N человек, от этого числа N.

Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей.

3.1.41 специалист: Работник, имеющий высшее специальное образование и участвую щий в выполнении работ по анализу риска.

3.1.42 cценарий аварии: Последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к опреде ленным опасным последствиям аварии.

[РД 03 14 2005 [2], Приложение 1] 3.1.43 сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии): Сце нарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период вре мени.

[РД 03 14 2005 [2], Приложение 1] 3.1.44 сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по послед ствиям сценарий аварии): Сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и материаль ным ресурсам или компонентам природной среды.

[РД 03 14 2005 [2], Приложение 1] 3.1.45 техническое состояние объекта: Состояние объекта, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных нормативно технической документацией.

3.1.46 условная вероятность поражения людей Pгиб: Вероятность гибели человека при условии нахождения его под воздействием заданного поражающего фактора аварии.

3.1.47 утечка на объекте магистрального трубопроводного транспорта газов: Неконтро лируемый выход транспортируемого газа в атмосферу или помещение компрессорной стан ции, газораспределительной станции или автомобильной газонаполнительной компрес сорной станции без признаков аварии, но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.

[РД 08 204 98 [5], раздел 2] СТО Газпром 2 2.3 3.1.48 ущерб от аварии: Потери (убытки) в производственной и непроизводственной сфере жизнедеятельности человека, вред окружающей природной среде, причиненные в результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном экви валенте.

[РД 03 418 01 [4], пункт 2.10] 3.1.49 чрезвычайная ситуация: Обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бед ствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

[Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»[6], статья 1] 3.1.50 экспертная организация: Дочернее общество или организация ОАО «Газпром», имеющее соответствующую лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасно сти.

3.1.51 эксплуатирующая организация: Дочернее общество или организация ОАО «Газ пром», осуществляющее эксплуатацию на праве собственности или ином законном основа нии опасного(ых) производственного(ых) объекта(ов) ОАО «Газпром».

3.2 Обозначения и сокращения:

ААЗК – автомат аварийного закрытия крана;

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция;

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;

ВВС – воздушная волна сжатия;

ВТД – внутритрубная диагностика;

ГВС – газовоздушная смесь;

ГНВ – газопровод надземный внутренний (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);

ГНН – газопровод надземный наружный (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);

ГП – газопровод подземный (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2) ГПА – газоперекачивающий агрегат;

ГРП – газораспределительный пункт;

ГСМ – горюче смазочные материалы;

ГСП – газосборный пункт;

ГТО – газотранспортное дочернее общество;

ГЩУ – главный щит управления;

ДО – дочернее общество;

ДПБ – декларация промышленной безопасности;

ДТП – дорожно транспортное происшествие;

ЕСГ – Единая система газоснабжения;

ЖН – жидкость нестабильная (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);

ЖС – жидкость стабильная (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);

ИТМ ГОЧС – инженерно технические мероприятия по гражданской обороне, преду преждению, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

КИК – контрольно измерительная колонка;

КИПиА – контрольно измерительные приборы и автоматика;

КПТМ – контрольный пункт телемеханики;

КРН – коррозионное растрескивание под напряжением;

КЦ – компрессорный цех;

ЛПУМГ – линейное производственное управление магистральных газопроводов;

ЛЭС – линейно эксплуатационная служба;

ЛЭП – линия электропередач;

ММГ – многолетнемерзлые грунты;

МЭОЧАГаз – Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке газопровода;

НД – нормативный документ;

НДС – напряженно деформированное состояние;

НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения;

НС – насосная станция;

ОИ – обоснование инвестиций (как стадия проектирования и соответствующая про ектная документация);

ОПО – опасный производственный объект;

ОС – опасная составляющая;

ОСПО – опасная составляющая площадочного объекта;

ПЛА – план по локализации и ликвидации аварии;

ПОУ – потенциально опасный участок;

ПТЭ – правила технической эксплуатации;

ПТБ – правила техники безопасности;

ПУ – пылеуловитель;

СТО Газпром 2 2.3 ПХГ – подземное хранилище газа;

ПЭБ – производственно энергетический блок;

Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомно му надзору;

СИЗ – средства индивидуальной защиты;

СМР – строительно монтажные работы;

СУГ – сжиженный углеводородный газ;

СУПБ – система управления промышленной безопасностью;

ТДА – турбодетадерный агрегат;

ТЗ – техническое задание;

ТМЦ – товарно материальные ценности;

УОГ – установка очистки газа;

УПТГ – установка подготовки топливного и пускового газа;

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов;

ЭХЗ – электрохимическая защита.

4 Общие положения 4.1 Назначение анализа риска. Цели и задачи анализа риска на различных этапах жиз ненного цикла опасного производственного объекта 4.1.1 Анализ техногенного риска (риска аварий) на ОПО ДО ОАО «Газпром» является необходимым элементом управления промышленной безопасностью в ДО и представляет собой циклическую процедуру, включающую систематизацию всей доступной информации о состоянии ОПО и его окружения с точки зрения промышленной безопасности, идентифика цию опасностей, оценку риска аварий, анализ полученных показателей риска, разработку рекомендаций по снижению риска и проверку эффективности этих рекомендаций в следую щем цикле анализа ОПО.

4.1.2 Основное назначение анализа техногенного риска на ОПО ДО ОАО «Газпром»

заключается в предоставлении лицам, принимающим решения:

объективной информации о состоянии промышленной безопасности ОПО;

сведений о наиболее опасных составляющих ОПО;

сведений о возможном количестве пострадавших, объемах материального ущерба производству, третьим лицам и окружающей природной среде от возможных аварий на ОПО и ожидаемой частоте (вероятности) реализации аварий и их нежелательных последствий;

обоснованных рекомендаций по уменьшению риска;

обоснованных рекомендаций по распределению материальных и финансовых ресур сов, направляемых на повышение уровня безопасности ОПО.

4.1.3 Цели и задачи анализа техногенного риска на разных этапах жизненного цикла ОПО различаются и должны быть конкретизированы для каждого этапа.

4.1.4 На этапе обоснования инвестиций (ОИ) (когда решаются задачи оценки целесо образности реализации проекта, поиска приемлемого варианта размещения ОПО и его основных составляющих, оценки предлагаемых вариантов принципиальных решений, срав нительной оценки экономической эффективности, оценки побочных социальных и экологи ческих последствий) целями анализа риска, как правило, являются:

выявление опасностей и предварительная оценка риска (причем при соответствую щем обосновании достаточна только оценка последствий от наиболее критичных аварий) для различных вариантов размещения объекта на местности и альтернативных технических реше ний с учетом возможного воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население и окружающую природную среду, анализ приемлемости предложенных принципиальных тех нических решений и выбор оптимального размещения ОПО в целом в окружении иных про изводственных, социальных и природных объектов по критерию «риск выгода»;

оценка финансового, инвестиционного риска, обусловленного потерями дорогостоя щего оборудования и продукции в результате возможных аварий;

определение (выделение) рисков, требующих дальнейшего, более глубокого исследо вания (при этом рекомендуется ограничиться расчетом только последствий аварий, результа ты которого могут, например, представлять собой верхнюю и нижнюю границы зон негатив ного воздействия):

обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности в составе ОИ;

обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе ОИ;

проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и разделах ИТМ ГОЧС в составе ОИ при проведении экспертиз промышленной безопасности.

4.1.5 На этапе разработки проектной документации на строительство и расширение ОПО целями анализа риска являются:

выявление опасностей и предварительная количественная оценка риска для проектируе мого ОПО с установленными в целом технико экономическими характеристиками ОПО с учетом воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население и окружающую природную среду для выбора оптимального варианта размещения технических устройств, зданий и сооруже ний ОПО по критерию безопасности для персонала, населения и окружающей природной среды;

СТО Газпром 2 2.3 обеспечение информацией для разработки инструкций, технологических регламен тов и ПЛА6 на проектируемом ОПО;

обеспечение разработчиков проекта информацией для оптимального выбора и разме щения систем противоаварийной и противопожарной защиты, блокировок, сигнализаций и т.п. на ОПО;

обеспечение информацией в соответствии с Порядком [2] для разработки декларации промышленной безопасности в составе проектной документации;

обеспечение информацией в соответствии с Порядком [7] для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной документации;

проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и разделах ИТМ ГОЧС в составе проектной документации при проведении экспертиз промы шленной безопасности.

4.1.6 На этапе ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) ОПО целями анализа риска являются:

выявление опасностей и оценка последствий аварий, уточнение оценок риска, полу ченных на предыдущих этапах жизненного цикла ОПО;

проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности;

разработка и уточнение инструкций по вводу в эксплуатацию (выводу из эксплуатации).

4.1.7 На этапе эксплуатации ОПО целями анализа риска являются:

проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопас ности;

получение новой или уточнение существующей информации об основных опасно стях и рисках на ОПО для персонала, населения и окружающей природной среды, в том числе при декларировании промышленной безопасности;

получение новой или уточнение существующей информации об основных опасно стях и рисках на ОПО для населения (прежде всего) и для персонала при разработке паспор тов безопасности;

расстановка приоритетов при направлении имеющихся в эксплуатирующей органи зации ограниченных ресурсов на техническое обслуживание и обновление оборудования с целью оптимального распределения средств по составляющим ОПО в соответствии с уровня ми рассчитанного для них риска7;

6При разработке ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.

7 При этом следует использовать готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности.

разработка рекомендаций и мероприятий по снижению риска;

совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, уточнение ПЛА8 ОПО;

оценка степени снижения риска в результате внесенных изменений в организацион ные структуры ОПО, приемы практической работы и технического обслуживания ОПО при совершенствовании системы управления промышленной безопасностью.

4.1.8 При реконструкции и техническом перевооружении ОПО целями анализа риска являются:

обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности в составе проектной документации на реконструкцию, техническое перевооружение;

обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной документации на реконструкцию, техническое перевооружение;

выбор оптимальных (с учетом показателей риска) технических решений и размеще ния реконструируемых (перевооружаемых) составляющих ОПО;

уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом технико технологи ческих изменений объекта, связанных с реконструкцией (перевооружением) отдельных составляющих ОПО (в том числе при декларировании промышленной безопасности);

уточнение инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, ПЛА9.

4.1.9 При капитальном ремонте на ОПО целями анализа риска являются:

обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасно сти;

выявление специфических опасностей ремонтных работ;

уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом изменений в резуль тате капитального ремонта технико технологических характеристик и технического состоя ния ОПО;

уточнение технологических регламентов и инструкций, связанных с капитальным ремонтом.

4.2 Структура показателей безопасности и риска 4.2.1 Основными количественными составляющими риска являются:

ожидаемая частота аварий;

размеры зон негативного воздействия поражающих факторов аварий;

8 При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.

9 При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.

СТО Газпром 2 2.3 количество пострадавших, в том числе погибших и раненых (при реализации кон кретного сценария аварии);

условная вероятность поражения людей (при реализации конкретного сценария ава рии);

ущерб от аварии (при реализации конкретного сценария аварии).

Основными количественными показателями риска являются:

ожидаемый годовой ущерб;

потенциальный территориальный риск;

коллективный риск;

индивидуальный риск;

социальный риск (F/N кривая).

4.2.2 Ожидаемая частота аварий f, аварий/год, – это прогнозируемое количество ава рий на ОПО за один календарный год. В указанных единицах ожидаемая частота измеряется применительно к площадочным ОПО (объекту в целом или какой либо его составляющей), а также к участкам трубопроводов (магистральных и технологических) ограниченной фиксиро ванной длины. Для протяженных магистральных трубопроводов и отводов от них использует ся также понятие ожидаемой удельной частоты, измеряемой в числе аварий в год на единицу длины трубопровода (аварий/(км · год) или (аварий/(1000 км · год). Ожидаемая частота аварий для различных видов ОПО рассчитывается в соответствии с 5.4, 6.4, 7.4.

4.2.3 Размер(ы) зоны воздействия заданного поражающего фактора аварии определя е(ю)тся при необходимости (по указанию заказчика КолАР) на основе результатов расчета территориального распределения основной физической характеристики этого поражающего фактора путем задания порогового значения указанной характеристики с построением соот ветствующих изолинии(й) и последующего измерения характерных размеров (радиуса круга, малой и большой осей эллипса или продольного и поперечного размеров) полученного изо бражения зоны на уровне земли.

П р и м е ч а н и е – например, характерным размером зоны теплового воздействия от вертикаль ного цилиндрического пламени при заданном пороговом значении теплового потока облучения 1,5 кВт/м2, является радиус круга с центром, совпадающим с центром основания пламени, который (т.е. круг) образован изолинией 1,5 кВт/м2.

4.2.4 Количество пострадавших N, чел., – характеристика потерь среди людей в резуль тате конкретной аварии на ОПО. Значения этой характеристики рекомендуется рассчитывать для каждого расчетного сценария аварии, а при разработке деклараций промышленной безо пасности и паспортов безопасности ОПО требуется их определять в отношении персонала ОПО и населения при реализации наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного по последствиям сценариев аварий на ОПО.

4.2.5 Ущерб от аварии, У, руб., определяется как потери (убытки) в производственной сфере ОПО, убытки третьих лиц и вред природной среде в результате одной конкретной ава рии на ОПО и исчисляется в денежном выражении. В определенных случаях (по согласова нию с заказчиком КолАР) ущерб допускается исчислять в натуральных показателях. Значения этой характеристики рекомендуется рассчитывать для каждого расчетного сценария аварии, а при разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов безопасности ОПО требуется их определять для случаев реализации наиболее вероятного и наиболее неблагопри ятного по последствиям сценариев аварий на ОПО.

В настоящем стандарте рассматривается только прямой ущерб от воздействия пора жающих факторов аварий, который не включает в себя косвенные потери организации, эксплуатирующей ОПО (потери доходов в результате простоев и т.д.).

Основными составляющими ущерба от аварии являются:

социально экономический ущерб – ущерб, связанный с гибелью и травмированием людей, выбытием трудовых ресурсов в результате реализации конкретного сценария аварии;

прямой ущерб производству на ОПО – ущерб, связанный с уничтожением или повреждением основных фондов и товарно материальных ценностей организации в результа те реализации конкретного сценария аварии;

ущерб, связанный с затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование причин;

ущерб имуществу третьих лиц – ущерб, связанный с уничтожением или повреж дением в результате реализации конкретного сценария аварии зданий, сооружений, инженер ных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим (третьим) лицам;

экологический ущерб – ущерб, связанный с загрязнением атмосферы, водных ресур сов, почвы, уничтожением лесных массивов, других компонентов природной среды в резуль тате реализации конкретного сценария аварии.

4.2.6 Условная вероятность поражения людей Pгиб, %, определяется как условная вероятность гибели человека или процент погибших среди группы людей, находящихся в рассматриваемой точке территории при реализации с вероятностью, равной 1, конкретного сценария аварии. При практических расчетах рекомендуется строить изолинии условной вероятности поражения на плане территории ОПО и прилегающей территории при реали зации наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного по последствиям сценариев ава рий на ОПО (см. 5.9).

СТО Газпром 2 2.3 4.2.7 Ожидаемый ущерб от аварий на ОПО У, руб./год, определяется как математиче ское ожидание ущерба от возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО.

Рассчитывается с учетом ожидаемой частоты аварий на ОПО в соответствии с 5.13, 6.13, 7.13.

Основными составляющими ожидаемого годового ущерба являются:

ожидаемый годовой социально экономический ущерб – прогнозируемый ущерб за год, связанный с гибелью и травмированием людей, выбытием трудовых ресурсов в результа те возможных аварий;

ожидаемый годовой прямой ущерб производству на ОПО – прогнозируемые ежегод ные потери основных фондов и товарно материальных ценностей организации, которые могут быть уничтожены или повреждены в результате возможных аварий;

ожидаемый годовой ущерб, связанный с затратами на ликвидацию возможных ава рий, и расследование их причин;

ожидаемый годовой ущерб имуществу третьих лиц – прогнозируемые ежегодные зат раты, связанные с уничтожением или повреждением в результате возможных аварий зданий, сооружений, инженерных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим (третьим) лицам;

ожидаемый годовой экологический ущерб – прогнозируемый ежегодный ущерб, свя занный с загрязнением атмосферы, водных ресурсов, почвы, уничтожением лесных массивов и других компонентов природной среды в результате возможных аварий.

4.2.8 Потенциальный территориальный риск Rpot, 1/год, трактуется как ожидаемая частота гибели человека в результате воздействия совокупности поражающих факторов всех расчетных сценариев аварий на ОПО при условии постоянного (условно) нахождения челове ка в рассматриваемой точке территории. Потенциальный риск отражает максимально воз можный уровень опасности для человека без учета возможности его временного (периодиче ского) отсутствия в рассматриваемой точке пространства, а также без учета возможных дей ствий человека по своей защите от поражающих факторов аварий (действий по избеганию опасности). Рассчитывается в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.

4.2.9 Коллективный риск Rcol, чел./год, определяется как ожидаемое количество погибших в результате возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО на определенной территории (территории самого ОПО и территории, примыкающей к ОПО).

Определяется по результатам расчета территориального распределения потенциального риска с учетом пространственно временного распределения людей в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.

4.2.10 Индивидуальный риск Rind, 1/год, допускается определять как частоту гибели представителя выделенной категории людей (а не отдельного индивидуума) в результате воз действия совокупности поражающих факторов аварий с учетом показателей жизнедеятельно сти этой категории людей (доли времени нахождения в рассматриваемой точке за выбранный период времени, особенностей физиологического восприятия негативного воздействия, аде кватности действий при чрезвычайных ситуациях, наличия и эффективности систем защиты от соответствующего поражающего фактора и т.д.). При этом допускается применять показа тель среднего индивидуального риска (см. 5.12).

4.2.11 Социальный риск характеризует риск для групп людей и интерпретируется так называемой диаграммой частот последствий (F/N кривой), представляющей собой зависи мость частоты F возникновения событий, при которых пострадает с определенной степенью тяжести не менее N человек, от этого числа N. Социальный риск отражает тяжесть послед ствий аварий, связанных с поражением людей, т.е. катастрофичность аварий, и рассчитывает ся в соответствии с 5.12.6.

При практическом анализе риска F/N диаграмма строится в виде кривой кумулятив ной (накопленной) частоты потенциального события с N летальных исходов, получаемой сло жением частот реализации ряда расчетных сценариев с определенным числом погибших в каждом сценарии. В итоге диаграмма иллюстрирует, по существу, вероятность реализации N или более летальных исходов.

F/N кривая рекомендуется к использованию, когда выбран определенный критерий приемлемости ущерба, как, например, в случае, когда надзорными органами регламентирует ся неприемлемость реализации более чем 10 летальных исходов в результате аварии.

4.3 Основные этапы анализа риска 4.3.1 Основными этапами количественного анализа риска являются:

планирование и организация работ по анализу риска;

идентификация опасностей;

разработка рекомендаций по уменьшению риска.

Указанные этапы состоят из подэтапов, приведенных на блок схеме обобщенной про цедуры количественного анализа риска, как показано на рисунке 4.1.

4.3.2 На этапе 1 КолАР «Планирование и организация работ» следует:

определить причины, факторы и проблемы, обусловившие необходимость проведе ния анализа риска;

организовать группу специалистов для выполнения КолАР;

определить цели и задачи анализа риска в соответствии с требованиями заказчика КолАР и с учетом стадии жизненного цикла ОПО (см. 4.1);

СТО Газпром 2 2.3 определить глубину (детальность) анализа риска с учетом целей и задач анализа, финансовых ресурсов, выделенных на проведение анализа, ограничений исходных данных об ОПО и на этой основе уточнить набор рассчитываемых показателей риска, алгоритм и набор методов анализа риска из числа рекомендуемых в настоящем стандарте;

уточнить состав группы специалистов для выполнения КолАР с учетом выявленной глубины анализа риска;

собрать данные и описать ОПО (технологическое оборудование, коммуникации, сооружения, здания, системы управления и защиты), его природное и социальное окружение с учетом требований и рекомендаций, изложенных в [2, 4] и 5.2.5, 6.2.5, 7.2.5;

обосновать критерии приемлемого риска, которые рекомендуется определять, бази руясь либо на нормах и правилах промышленной безопасности, либо на сведениях об имев ших место авариях, инцидентах, их последствиях (среднестатистических показателях техно генных происшествий), либо на фоновых показателях риска повседневной деятельности, либо на учете баланса «риск выгода» для рассматриваемого ОПО. Допускается также исполь зовать рекомендуемые для Российской Федерации предельно допустимые уровни риска для населения, изложенные в Декларации Российского научного общества анализа риска [8].

4.3.3 На втором этапе КолАР «Идентификация опасностей» на основе детального ана лиза материально технической базы и технологической специфики ОПО следует:

выявить и описать все обращающиеся на ОПО опасные вещества (характеристики и количество каждого вещества);

выявить и описать все источники опасностей, которыми могут быть технические устройства, технологические блоки и процессы, участки трубопроводов; описать места их рас положения на ОПО;

определить пути реализации этих опасностей, т.е. все принципиально возможные сце нарии аварий (прежде всего – сценарии, аналогичные событиям, имевшим место в реально сти). При этом рекомендуется использовать один из следующих качественных методов анали за риска (или их совокупность): «Что будет, если…?» (What if), метод анализа опасностей и работоспособности (HAZOP), контрольный список (Checklist), метод анализа видов и послед ствий отказов (FMEA), метод анализа деревьев отказов и деревьев событий (последний в рам ках описываемого этапа следует использовать без определения вероятностей событий) [9,10].

При описании сценариев определяются условия возникновения и последовательность развития аварий с учетом, прежде всего, возможности взрыва, пожара, разлета осколков, ток сического поражения и других поражающих факторов, возникающих при нарушениях герме тичности или разрывах трубопроводов и емкостного оборудования.

Анализ риска может быть прекращен на этом этапе только в том случае, если предва рительно приблизительно оцененные последствия реализации каждого из выявленных сцена риев оказываются незначительными или нулевыми для целевых реципиентов.

Примечание – Например, если в качестве цели КолАР сформулирован расчет показателей риска для населения, а предварительная оценка последствий показала, что ни один из поражающих фак торов аварий ни при каких условиях не выходит за пределы огороженной территории ОПО, то процедуру КолАР можно завершить на данном начальном этапе, сделав вывод о безопасности ОПО для населения.

СТО Газпром 2 2.3 Идентификацию опасностей следует осуществлять в соответствии с 5.3, 6.3, 7.3 с уче том приложений А, Б, В. При этом рекомендуется учитывать результаты регистрации ОПО в государственном реестре ОПО, данные о распределении опасных веществ в технологических системах объекта, информацию, представленную в проектной документации на ОПО и эксплуатационной документации эксплуатирующей организации, данные расследования причин аварий.

4.3.4 Подэтап 3.1 «Оценка ожидаемой частоты аварий» этапа 3 КолАР «Оценка риска»

состоит в определении для каждого источника опасности в составе ОПО (из числа выбранных на предыдущем этапе расчетных источников) частоты возникновения потенциальных аварий на нем. Оценку рекомендуется проводить, прежде всего, на основе анализа статистических данных об имевших место авариях на аналогичных технологических объектах с использова нием метода корректировки средней частоты с учетом имеющихся конструктивно технологи ческих отличий конкретного анализируемого объекта и местных факторов влияния на веро ятность нарушения его целостности (см. 5.4, 6.4, 7.4).

При отсутствии статистических данных по имевшим место авариям, но при наличии данных о параметрах надежности элементов, составляющих анализируемую технологическую систему (блок, установку и т.п.), рекомендуется использовать метод дерева отказов [9].

4.3.5 На подэтапе 3.2 «Выбор и обоснование основных (расчетных) сценариев аварий»

из всей совокупности выявленных на этапе идентификации опасностей нежелательных собы тий следует выполнить выбор и обоснование расчетных сценариев (т.е. характерных и наибо лее опасных, принимаемых в расчет для проведения дальнейшей количественной оценки риска ОПО) путем предварительной сравнительной оценки последствий каждого нежелатель ного события. При этом критичность событий и масштабы последствий оцениваются по кри териям, сформулированным при определении целей и задач анализа риска и «целевых» кате горий реципиентов. Выбор и обоснование расчетных сценариев следует проводить в соответ ствии с 5.5, 6.5, 7.5.

4.3.6 Подэтап 3.3 КолАР «Оценка условных вероятностей реализации расчетных сцена риев аварий» состоит в определении для каждого расчетного сценария аварии на каждом рас четном источнике опасностей вероятности его реализации при условии, что авария произо шла. Оценку рекомендуется проводить с использованием метода дерева событий [9]. При этом значения вероятностей альтернатив в узлах разветвлений дерева рекомендуется опреде лять как статистические условные вероятности (относительные частоты) реализации альтер нативных событий на основе анализа соответствующих статистических данных (в частности, данных по возгоранию невозгоранию газа при аварийном выбросе, срабатыванию несраба тыванию элементов систем пожаротушения и т.д.). Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями, изложенными в 5.6, 6.6, 7.6.

4.3.7 Подэтап 3.4 КолАР «Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов опас ных веществ» состоит в математическом моделировании для каждого расчетного сценария аварии газо или гидродинамических процессов истечения в окружающую среду газа, жидко сти или двухфазного флюида с целью определения зависимостей скорости истечения флюида от времени и интегральных объемов выбросов флюида за заданное время. Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.7, 6.7, 7.7 и приложениями Г, Д.

4.3.8 Подэтап 3.5 КолАР «Расчет распространения поражающих факторов аварий в окружающей среде» состоит в математическом моделировании для каждого расчетного сцена рия аварии газодинамических и тепломассообменных процессов, определяющих особенности физико химических трансформаций истекающего флюида в окружающей среде (например, характер воспламенения газа, форму и размеры пламени), а также возникновение и распро странение поражающих факторов аварии (теплового облучения, воздушной волны сжатия, осколков и т.п.) на рассматриваемой территории с учетом природно климатических характе ристик местности. Результатом выполнения подэтапа являются территориальные распределе ния значений физических характеристик поражающих факторов аварий (например, совокуп ность изолиний удельного теплового потока от пожара, нанесенная на план территории ОПО и местности вокруг него). Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.8, 6.8, 7. и приложениями Е, Ж.

4.3.9 Подэтап 3.6 КолАР «Расчет условных вероятностей поражения людей и количе ства пострадавших» состоит:

в определении для каждой из выявленных к рассмотрению категорий потенциальных реципиентов (например, для персонала ОПО) функциональной связи между мерой негатив ного воздействия того или иного поражающего фактора аварии (например, дозой теплового облучения) и условной вероятностью поражения (гибели) человека;

оценке значения этой вероятности для каждого расчетного сценария аварии в различ ных точках территории внутри зоны действия поражающего фактора (т.е. при условии, что реципиенты находятся непосредственно в зоне действия поражающего фактора);

расчете числа погибших и раненых для каждого расчетного сценария аварии.

Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.9, 6.9, 7.9 и приложением И.

4.3.10 Подэтап 3.7 КолАР «Расчет ущерба» состоит:

в оценке социально экономического ущерба, связанного с гибелью и травмировани ем людей, в денежном выражении для каждого расчетного сценария аварии;

СТО Газпром 2 2.3 определении для каждой из рассматриваемых категорий имущества (зданий, соору жений, технологического оборудования, дорог), принадлежащего собственнику ОПО и третьим лицам, и для каждой из рассматриваемых категорий компонентов природной среды (лесных угодий, почв, сельхозкультур, акваторий) критериев их повреждения или уничтоже ния тем или иным поражающим фактором аварии;

оценке степени повреждения и объемов (в натуральном выражении) поврежденных или уничтоженных компонентов имущества и природной среды для каждого расчетного сце нария аварии;

расчете соответствующих ущербов имуществу и природным компонентам в денеж ном выражении для каждого расчетного сценария аварии;

расчете затрат на ликвидацию аварии и расследование ее причин.

Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.9–5.11; 6.9 – 6.11; 7.9–7. и приложениями И, К.

4.3.11 Подэтап 3.8 КолАР «Расчет потенциального, коллективного, индивидуального и социального рисков» состоит:

в определении в каждой расчетной точке территории ОПО и вокруг него значения потенциального риска, рассчитываемого с учетом ожидаемой частоты аварий на всех приня тых к расчету источников опасности на ОПО и возможных воздействий поражающих факто ров, реализуемых при авариях на этих источниках, на человека, условно постоянно находяще гося в рассматриваемой точке;

построении изолиний потенциального риска на плане территории ОПО и вокруг него;

расчете показателей коллективного, индивидуального и социального риска (F–N диаграмм) для персонала и населения с учетом конкретного распределения людей по территории и времени пребывания на ней, а также адекватности их действий и/или эффек тивности штатных систем защиты.

Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.12, 6.12, 7.12.

4.3.12 Подэтап 3.9 КолАР «Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частоты ава рий на ОПО» состоит из определения в денежном выражении (руб./год) ожидаемых годовых (т.е. с учетом частоты возникновения аварий) ущербов различным реципиентам (социально экономического ущерба, прямого ущерба имуществу организации, ущерба имуществу третьих лиц, затрат на ликвидацию и расследование причин аварий, экологического ущерба) и сум марного ожидаемого годового ущерба.

Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.13, 6.13, 7.13.

4.3.13 Подэтап 3.10 КолАР «Определение перечня наиболее опасных составляющих ОПО. Сравнение показателей риска с рекомендуемыми уровнями приемлемого риска (или другими показателями обоснованной базы сравнения)» состоит:

в определении наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев аварий на ОПО;

выделении по результатам проведенного анализа риска наиболее опасных по показа телям риска составляющих ОПО;

сравнении рассчитанных показателей риска для различных категорий реципиентов с рекомендованными уровнями приемлемого риска или другими показателями обоснованной базы сравнения для тех же категорий реципиентов.

Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.14, 6.14, 7.14.

4.3.14 Этап 4 КолАР «Разработка рекомендаций по уменьшению риска» состоит для действующих ОПО в выработке на основе результатов проведенного анализа риска обосно ванных технических и организационных мероприятий для снижения риска на ОПО и предло жений по рациональному распределению средств на ремонт, реконструкцию, дополнительное техобслуживание технологических систем, блоков, участков с учетом неравнозначности выявленных уровней опасности этих участков.

Для проектируемых ОПО данный этап состоит в выработке на основе результатов про веденного анализа риска обоснованных предложений по изменению размещения и взаимно го расположения составляющих ОПО и блоков (участков) в их составе, предложений по опти мизации технических решений, влияющих на конструктивную надежность элементов ОПО и масштабы последствий возможных аварий.

5 Анализ риска линейной части магистральных газопроводов 5.1 Блок схема анализа риска линейной части магистральных газопроводов 5.1.1 Структура, содержание этапов алгоритма и методический подход к анализу риска ЛЧ МГ определяются выраженной спецификой линейной части, характеризующейся следую щими особенностями:

высокая производительность МГ и значительная протяженность секций между линейными кранами – свойства, объективно обусловливающие в случае разрыва трубопрово да выброс в окружающую среду больших количеств природного газа;

прямой контакт МГ с природной средой, предопределяющий наличие взаиморазрушающих процессов в системе «трубопровод среда», снижающих конструктивную надежность трубопровода;

линейная протяженная макрогеометрия, обусловливающая:

СТО Газпром 2 2.3 а) тот факт, что разные участки трассы каждого конкретного трубопровода эксплуати руются в неодинаковых грунтовых, гидрогеологических, геокриологических, ландшафтно то пографических, сейсмических, социально демографических, хозяйственно экономических и связанных с ними антропогенных и техногенных условиях при изменяющихся по трассе кон структивно технологических и эксплуатационных параметрах самого трубопровода, что пре допределяет различие на разных участках трассы, во первых, значений ожидаемой частоты аварий и, во вторых, видов и объемов возможного ущерба от аварий;

б) непредсказуемость точного места возникновения аварии по длине трассы, что усложняет методические подходы к расчету показателей риска на прилегающей к трассе тру бопровода территории;

в) прохождение значительной части МГ по густонаселенным территориям при отсут ствии ограждения трасс, обусловливающее повышение вероятности антропогенных воздей ствий на трубопровод и возникновения большого социально экономического ущерба в результате вызванных этими воздействиями аварий.

5.1.2 При проведении анализа риска ЛЧ МГ в соответствии с приведенной на рисунке 5. блок схемой под аварией на ЛЧ МГ следует понимать разрыв газопровода на полное сечение с выбросом природного газа с воспламенением или без воспламенения в окружающую среду.

5.1.3 Блок схема анализа риска линейной части магистральных трубопроводов (в том числе МГ и МКП) приведена на рисунке 5.1.

5.2 Планирование и организация работ 5.2.1 Исходными информационными материалами для выполнения этапа 1 «Планиро вание и организация работ по анализу риска на ЛЧ МГ» являются:

ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения коли чественного анализа риска МГ;

информация о фоновых уровнях риска (среднестатистических показателях техноген ных происшествий) для населения и персонала на территориях размещения трасс(ы) анали зируемого МГ, уровнях приемлемого риска для населения и персонала, установленных приме нительно к аналогичным МГ за рубежом, а также – о рекомендуемых для Российской Феде рации уровнях приемлемого риска, приведенных в Декларации Российского научного обще ства анализа риска [8].

Последовательность выполнения этапа отражена в 5.2.2–5.2.6.

5.2.2 Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами, указываемы ми в ТЗ, как правило, являются:

Рисунок 5.1 – Блок схема анализа риска на ЛЧ магистральных трубопроводов разработка декларации(й) промышленной безопасности [2] для всего комплекса дей ствующих ОПО ( в том числе участков МГ и газопроводов отводов) в составе ГТО ОАО «Газпром»;

разработка декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию МГ в целом или отдельного участка МГ;

СТО Газпром 2 2.3 проведение анализа риска для обоснования размещения трассы участка МГ на ран них этапах проектирования МГ;

разработка паспортов безопасности на участки действующих МГ;

разработка планов по локализации и ликвидации аварий (ПЛА) для проектируемых и действующих МГ;

проведение анализа риска для отдельных участков действующих МГ для обоснования возможности строительства различных объектов вблизи трассы МГ.

В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ следует определить цели, задачи, глуби ну анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с 5.2.3, 5.2.4.

5.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска.

5.2.3.1 При разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов безопас ности для действующих МГ целью анализа риска является расчет всего спектра показателей риска (см. 4.2) для всех анализируемых участков МГ и разработка рекомендаций для эксплу атирующей организации по уменьшению риска эксплуатации МГ. Для реализации этих целей рекомендуется выполнять полный цикл количественного анализа риска с использованием методик и математических моделей, приведенных в настоящем стандарте.

5.2.3.2 При анализе риска на ранних стадиях проектирования МГ (стадии обоснования инвестиций) целью анализа риска является определение только части спектра показателей риска, как то: характеристик и степени опасности обращающегося на МГ вещества (прило жения А, Б), ожидаемой частоты аварий (на основе использования статистических данных по авариям на аналогичных МГ и построенного дерева отказов для анализируемого газопровода (приложение В)), размеров зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий, объемов ущерба и ожидаемого числа пострадавших среди населения на наиболее критичных участках трассы МГ, рассчитываемых для различных вариантов прокладки трассы МГ и вари антов предварительных технических решений по линейной части с дальнейшей разработкой рекомендаций по размещению трассы и выбору оптимальных технических решений. Глубину анализа следует ограничить применением инженерных моделей расчета последствий аварий на МГ, ряд которых приведен в приложениях Г, Е, Ж.

5.2.3.3 При разработке декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию МГ в целом или отдельного участка МГ целью анализа риска является расчет всех составляющих и показателей риска (см. 4.2) для проектируемого(ых) участка(ов) МГ и разработка рекомен даций по оптимизации технических решений с целью уменьшения риска МГ. Для реализации этих целей рекомендуется выполнить полный цикл количественного анализа риска в соответ ствии с требованиями раздела 5.

5.2.3.4 При разработке ПЛА для линейной части МГ целью анализа риска является определение характерных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей разработ кой организационно технических мероприятий и плана действий персонала по локализации и ликвидации аварий. ПЛА следует разрабатывать с использованием готовых результатов ана лиза риска из декларации промышленной безопасности МГ в части рассмотренных в ней сце нариев аварий и размеров соответствующих зон поражения.

5.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.

Для проведения работ по анализу риска ЛЧ МГ рекомендуется следующий примерный состав специалистов:

руководитель работ;

специалист по технологии трубопроводного транспорта газа;

специалист по автоматике и телемеханике объектов линейной части МГ;

специалист по диагностированию линейной части МГ;

специалист по анализу риска ОПО транспорта газа (рекомендуется наличие квалифи кации эксперта, осуществляющего экспертизу деклараций промышленной безопасности и документов в части анализа риска магистральных трубопроводов (шифры областей аккреди тации в системе аккредитации по промышленной безопасности 4.1.5.2; 4.2.5.2);

инженер программист;

Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы дол жна определяться количеством анализируемых участков МГ с газопроводами отводами в составе заказанной работы и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами КолАР) глубиной анализа.

5.2.5 Описание анализируемого(ых) участка(ов) МГ и его окружения следует выпол нять на основе анализа и систематизации следующих информационных материалов и исход ных данных:

общие сведения (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей) о заказчике проекта (только для проектируемых объектов);

общие сведения об эксплуатирующей (или намеченной к роли таковой – для проек тируемых МГ) организации (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);

технологическая схема участка(ов) МГ с трубопроводами отводами;

план трасс(ы) участка(ов) МГ с трубопроводами отводами и прилегающей террито рии (c населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными препят ствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);

СТО Газпром 2 2.3 перечень и конструктивно технологические параметры газопровода(ов) (название, диаметр, давление, категория участка, протяженность, расстановка линейных кранов, данные по трубам и трубным сталям, изоляционным покрытиям и др.);

описание природно климатических условий района расположения газопровода(ов);

характеристики грунтов (коррозионные, механические, мерзлотные и др.) вдоль трасс(ы) газопровода(ов);

перечень и характеристики подземных переходов газопровода(ов) через дороги (авто мобильные и железные);

cведения об идущих параллельно газопроводу(ам) авто и железных дорогах, инже нерных коммуникациях;

перечень и характеристики подводных переходов газопровода(ов);

перечень и характеристики воздушных переходов газопровода(ов);

перечень пересечений газопровода(ов) с инженерными коммуникациями;

перечень и характеристики наземного оборудования линейной части газопровода(ов);

технические характеристики системы линейной телемеханики;

описание и основные характеристики лесных угодий вдоль трасс(ы) газопровода(ов);

описание сельскохозяйственных угодий и распределения сельхозрабочих и сельхоз техники вдоль трасс(ы) газопровода(ов);

данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;

данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;

перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться источни ком чрезвычайной ситуации для газопровода(ов);

численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего персо нала по трассе(ам) газопровода(ов);

данные об имевших место авариях на газопроводе(ах);

результаты диагностических обследований линейной части газопровода(ов).

5.2.6 Обоснование уровней приемлемого риска как базы для сравнения с ними расчет ных показателей риска после проведения КолАР следует выполнять отдельно для населения и производственного персонала с учетом фоновых рисков, наблюдающихся на территориях прохождения анализируемого МГ, а также с учетом существующих рекомендаций по выбору уровней приемлемого риска (см. 5.14).

5.3 Идентификация опасностей на магистральных газопроводах 5.3.1 При анализе риска МГ в качестве источника опасности идентифицируется непо средственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество – природный газ. Процеду ра идентификации в данном случае заключается в определении опасных свойств и параметров состояния транспортируемого газа, расчете количеств природного газа в разных секциях МГ, перечислении возможных физических проявлений аварии на МГ, определении возможных причин аварий на разных участках МГ и выделении наиболее опасных для потенциальных реципиентов участков трассы МГ.

5.3.2 Состав исходных данных для выполнения данного этапа:

справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение А);

технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводами отводами;

план трасс(ы) участка(ов) МГ с газопроводами отводами и прилегающей территории;

перечень и конструктивно технологические параметры газопровода(ов);

описание природно климатических условий района расположения газопровода(ов);

Последовательность выполнения этапа отражена в 5.3.3–5.3.7.

5.3.3 Определение опасных свойств транспортируемого продукта.

Следует выявить и перечислить основные характеристики и опасные свойства природ ного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке МГ, представив данные в соответствии с таблицей 5.1.

Та б л и ц а 5.1 – Характеристика опасного вещества 1 Вид опасного вещества (в соответствии с приложением 1 Федерального закона [1]) 2 Название вещества 2.1 химическое 2.2 торговое 3 Формула 3.1 эмпирическая 3.2 структурная 4 Состав, % 4.1 основной продукт 4.2 примеси 5 Общие данные 5.1 молекулярный вес 5.2 температура кипения, °С (при давлении 101 кПа) 5.3 плотность при 20 °С, кг/м 6 Данные о взрывопожароопасности 6.1 температура вспышки °С 6.2 температура самовоспламенения, °С 6.3 температура воспламенения,°С 6.4 пределы взрываемости СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы 5. 7 Данные о токсической опасности (класс опасности) 7.1 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м 7.2 ПДК в атмосферном воздухе, мг/м 7.3 летальная токсодоза LСt 7 4 пороговая токсодоза PCt 8 Реакционная способность 9 Запах 10 Коррозионное воздействие 11 Меры предосторожности 12 Информация о воздействии на людей 13 Средства защиты 14 Методы перевода вещества в безвредное состояние 15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества 16 Давление (абс.) фактическое на участке трубопровода (диапазон изменения по участку), МПа 17 Температура продукта фактическая зимняя на участке трубопровода (диапазон изменения по участку), град.С 5.3.4 Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроводе(ах) должен обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости разработки декларации промышленной безопасности для рассматриваемого участка МГ (разработка декларации обя зательна, если фактическое количество газа на участке при проектном режиме транспорти ровки превышает 200 т), а также – при разработке самой декларации в соответствии с требо ваниями Федерального закона [1] и Порядка [2] и при разработке обоснования инвестиций в соответствии с п. 6.2 СП 11 113 2002 [40].

В остальных случаях процедура определения количества газа, как одного из показате лей опасности газопровода, является рекомендуемой, но не обязательной.

Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции газопровода между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Порядок расчета приведен в приложении Б.

П р и м е ч а н и е – Следует иметь в виду, что количество газа, как таковое, в секции газопровода или на участке между КС не является параметром, определяющим основные характеристики прямого поражающего воздействия при разгерметизации трубопровода, а служит лишь критерием отнесения МГ к декларируемым ОПО и определяет максимально возможную длительность существования пора жающих факторов при непринятии оперативных мер по локализации аварии.

5.3.5 Перечисление возможных физических проявлений аварии на МГ и поражающих факторов аварии.

На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления аварии на МГ, которые определяются, прежде всего, взрывопожароопасностью природного газа и его высоким давлением в трубопроводе. По токсикологической характеристике при родный газ относится к слаботоксичным веществам 4 го класса опасности. Опасность асфик сии за счет вытеснения газом кислорода на открытом воздухе незначительна.

С учетом этого, основными физическими проявлениями аварии на МГ и ее поражаю щими факторами являются следующие:

разрыв газопровода без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых) струи(й) из концов разрушенного МГ или шлейфа из грунтового котлована (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазован ность);

разрыв газопровода с воспламенением газа и образованием струевых пламен или колонного пожара в грунтовом котловане (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение).

Указанные физические проявления аварии на МГ могут иметь различные вариации в зависимости от ряда факторов, таких как связность и состав грунта, расположение концов разорвавшегося трубопровода, скорость и направление ветра и т.д. (см. 5.5).

5.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.

Аварии на МГ происходят, как правило, по следующим причинам, определяемым источником негативного воздействия на МГ и механизмом этого воздействия, приводящего к разгерметизации трубопровода:

коррозионное растрескивание под напряжением (КРН или стресс коррозия);

подземная и атмосферная коррозия;

механические повреждения (строительной техникой, бурильным оборудованием, в результате взрывных работ, актов вандализма и терроризма);

дефекты труб, оборудования и материалов во время их изготовления, транспортиров ки и СМР;

внутренняя коррозия и эрозия;

циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;

природные воздействия (подвижки грунта из за оползней, селей, карстов, землетря сений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемер злых грунтов, обводнение траншей);

СТО Газпром 2 2.3 нарушения правил технической эксплуатации магистральных газопроводов;

неисправность оборудования, приборов и средств автоматизации, технологической связи, телемеханизации, АСУ ТП;

На данном подэтапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий примени тельно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и мест ных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты ава рий на анализируемом участке МГ с учетом влияния различных факторов на газопровод (см. 5.4).

5.3.7 Предварительная идентификация потенциально опасных участков на трассе тру бопровода.

Под ПОУ МГ на данном этапе анализа следует понимать участки трассы МГ, аварии на которых могут привести к значительному социально экономическому ущербу (гибели и трав мированию людей), ущербу дорогостоящим компонентам имущественного комплекса и при родной среды, а также участки с повышенной вероятностью возникновения аварий.

Выделение ПОУ на трассе анализируемого МГ следует проводить с помощью плана трассы МГ с прилегающей территорией с учетом данных из технологической схемы МГ.

В качестве ПОУ в первую очередь необходимо выделять:

а) участки МГ, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ, расположены населенные пункты, отдельные общественные здания, места массового скопления людей и комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.

Расположение и длина каждого участка для перечисленных потенциально поражаемых объектов при условии, что длина xнп проекции контура территории объекта в плоскости земли на ось МГ не превышает 0,2 Lнп (где Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке объекта), приближенно определяются следующим образом. Серединой участка является точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси МГ из ближайшей к МГ точки рассматриваемого объекта. Длина участка определяется выражением:

где Нкр – дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего факто ра аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), вычисляемая по формуле (5.63), км;

Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке объекта, км.

В случае xнп > 0,2 Lнп серединой ПОУ является середина проекции контура территории объекта на ось МГ, а длина ПОУ получается путем добавления к длине, вычисленной по (5.1), величины xнп.

б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к ним участки МГ по Lажд км в обе стороны от переходов, где Lажд = Нкр – см. формулу (5.63).

Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:

а) участки МГ, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;

б) участки МГ, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ, расположе ны лесные угодья;

в) участки МГ, на которых расположены площадки крановых узлов, газоизмеритель ные станции, включая участки длиной Нкр в обе стороны по трассе МГ от мест расположения наземного оборудования;

г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;

д) участки пересечений МГ с различными трубопроводами, включая участки МГ дли ной Нкр в обе стороны от мест пересечений;

е) участки МГ, на которых когда либо имели место разрывы и свищи или по результа там диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы;

ж) участки МГ, примыкающие к компрессорным станциям со стороны нагнетания.

Следует обозначить на плане трассы МГ границы всех ПОУ для дальнейшего анализа, определить километраж их границ по трассе МГ и пронумеровать ПОУ порядковыми номерами.

Следующие этапы КолАР проводятся для каждого выделенного на трассе МГ ПОУ.

5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных газопроводах 5.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ (этап 3.1 КолАР – см. рисунок 5.1) должна проводиться по методикам ОАО «Газпром», утвержден ным в установленном порядке, в том числе, по рекомендуемым в данном подразделе настоя щего стандарта.

5.4.2 При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ следует учитывать:

статистические данные (в первую очередь ООО «Газпром газнадзор») по количеству, частоте и причинам аварий на газопроводах с разными технико технологическими параме трами, эксплуатирующихся в разных ДО ОАО «Газпром»;

влияние на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутрен них факторов: природно климатических условий, технико технологических, эксплутацион ных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанных с промышленно хозяйственной СТО Газпром 2 2.3 деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило, вдоль трассы МГ.

5.4.3 Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот аварий на произвольных участках МГ рекомендуется применять методики, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние на газопровод упомянутых в 5.4.2 разнородных факторов.

К преимущественному применению рекомендуется «Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке газопровода (МЭОЧАГаз)», разработанная в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в составе Рекомендаций [11]. Указанная методика использует принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ МГ ОАО «Газ пром» ср (выраженной в количестве аварий на 1000 км в год и определенной за последние лет) с помощью специально выстроенной системы из 7 групп факторов влияния с установлен ными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов и может применяться для сухопутных участков и подводных переходов МГ как при наличии результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.

5.4.4 В рамках КолАР оценку ожидаемых удельных частот аварий (n) на линейной части анализируемого МГ с помощью МЭОЧАГаз рекомендуется выполнять применительно к заранее выделенным ПОУ данного МГ (см. 5.3.7). Рассчитанные для каждого ПОУ значения n следует занести в таблицу (см. таблицу 5.2 с примером ее заполнения).

Та б л и ц а 5.2 – Ожидаемые частоты аварий на потенциально опасных участках МГ Номер (n) и положение ПОУ 5.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах 5.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок схемой на рисунке 5.1) следует определить типовые расчетные сценарии аварий на ЛЧ МГ с указанием характерных для них поражающих факторов.

5.5.2 Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко описыва ется следующим образом: разгерметизация трубопровода с выбросом (истечением) природно го газа в окружающую среду взаимодействие потока газа с компонентами ОС и его физи ко химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии) воздействие пора жающих факторов на реципиентов поражение реципиентов.

Cценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей груп пы сценариев C1…СI и входящие в них расчетные сценарии C11..C1j..С1J, C21..C2j..С2J,...., CI1..CIj..СIJ, где i – номер группы сценариев, j – номер сценария в i й группе.

5.5.3 Группа сценариев аварии – это совокупность сценариев, характеризующихся одним и тем же типом физических проявлений аварии.

Наибольшая энергия при аварии на МГ выделяется при горении газа, с чем связаны и наиболее тяжелые последствия аварии. По этой причине воспламенение или невоспламене ние газа определяет следующие наиболее значимые при анализе риска типы физических про явлений аварии на МГ, различающиеся, кроме факта горения/негорения, еще и характером истечения газа: