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

автотранспортных средств на переходах ближайших к площадочному объекту участ ков МГ, МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах и на автостоянках;

автодорожного полотна и объектов обустройства дорог, инженерных коммуникаций на объекте и за его пределами;

близрасположенных лесных угодий;

близрасположенных сельскохозяйственных культур;

Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы и почв определяются объе мы выбросов загрязняющих веществ – природного газа, жидких углеводородов и продуктов их сгорания при возникновении пожара.

7.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, воздушная волна сжатия, прямое воздействие пожаров (в том числе, фронта горения облака ТВС), тепло вая радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов на почву. Для сценариев аварий с пожарами (включая дефлаграционное сгорание облака ТВС) при расчетах количеств унич тоженных и поврежденных элементов имущественного комплекса и компонентов природной среды учитываются только тепловые воздействия (прямое огневое и радиационное).

7.10.3 При оценке негативного воздействия поражающих факторов аварии на элемен ты имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются требования 5.10.3 относительно применения дозовых и характеристических критериев различных пора жающих воздействий.

При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражающих воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения имущественных и природных компонентов на и вблизи площадочного объекта должно быть определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или унич тоженных компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего фак тора в рамках рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты – здания, сооружения, транспортные средства и т.п.) или площадью (га) (если объекты – лесные угодья, сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России и т.п. ).

Итоговое для каждого рассматриваемого сценария Сij аварии на каждом выделенном элементе аварийной ОСПО количество уничтоженных (Nу) (или поврежденных (Nп) объек тов каждого вида, предназначенное к дальнейшему использованию при расчете ущерба в сто имостном выражении, определяется по формулам 5.44 и 5.45.

7.10.4 Рекомендуемый порядок определения количества уничтоженных и поврежден ных стационарных объектов в результате воздействия волн сжатия приведен в 5.10.5; 5.10.9.

7.10.5 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден ных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в резуль тате воздействия на них осколков приведен в 5.10.6 – 5.10.7, 5.10.9.

7.10.6 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден ных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке как стационарных объектов, включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате прямого воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.8 и 5.10.9.

7.10.7 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден ных движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе через автодорогу трубопровода шлейфа КС или НС, смежного с КС или НС участка МГ или МКП, подводя щего трубопровода к ГРС, АГНКС при воздействии заданного поражающего фактора приве ден в 5.10.10. При этом для сценариев аварий из группы С2 («Взрывное сгорание парового облака в дефлаграционном режиме») степень повреждения транспортных средств принимает ся равной 1 (kповр = 1).

7.10.8 Рекомендуемый порядок определения по дозовому критерию перечня и коли честв уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических кон струкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.12.

7.10.9 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло щадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и сельхоз культур от пожара приведен в 5.10.13–5.10.16.

7.10.10 Рекомендуемый порядок определения уничтоженного и поврежденного иму щества и компонентов природной среды в результате взрывного сгорания парового облака в дефлаграционном режиме приведен в 6.10.

7.10.11 Площадь загрязнения почв в результате разлива жидких углеводородов реко мендуется определять по методике расчета размеров лужи при проливе жидкости, приведен ной в подразделе Е.2 приложения Е.

7.11 Расчет ущерба от аварий на площадочных объектах 7.11.1 На данном этапе КолАР (этап 3.8 в блок схеме на рисунке 7.1) выполняется оценка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария СТО Газпром 2 2.3 Сij аварии на элементах выделенных опасных составляющих площадочного объекта и на этой основе – математическое ожидание ущерба от аварии на каждом данном элементе рассматри ваемой ОСПО, средние значения для каждой ОСПО и для объекта в целом. При этом исполь зуются полученные на предыдущих этапах КолАР (см. 7.9; 7.10) результаты расчета ущербов в натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденно го) имущества и природных компонентов).

7.11.2 Оценка ущерба от аварии на площадочном объекте производится в соответствии с общей Методикой расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом ряда изложенных в 7.11.3–7.11.13 положений, отражающих специфику площадочных объектов.

7.11.3 Ущерб У a при реализации сценария Сij аварии на той или иной ОСПО склады вается из следующих основных составляющих:

социально экономического ущерба У с э (руб.), обусловленного гибелью и травма тизмом персонала площадочного объекта, а также населения на прилегающих к объекту тер риториях;

прямого ущерба производству У пр (руб.), обусловленного разрушением и поврежде нием зданий и сооружений, технологического оборудования, транспортных средств и потеря ми газа, газового конденсата, СУГ, других продуктов, обращающихся на объекте;

ущерба У им.др.л (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения (толь ко для площадочных объектов, зоны негативного воздействия от аварий на которых выходят за пределы территории объекта и для которых имеют место нарушения требований СНиП в части минимальных безопасных расстояний до имущественных объектов 3 х лиц);

ущерба У ла (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии;

экологического ущерба У экол (руб.).

7.11.4 При расчете составляющих ущерба в полной мере применяются положения 5.11.4; 5.11.5; 5.11.6.

7.11.5 При расчете социально экономического ущерба У с э (порядок расчета У с э приведен в подразделе К.2 приложения К) в качестве значений числа погибших (Nперс г, Nдл г) и травмированных (Nперс р, Nдл р) среди персонала площадочного объекта и населения, фигу рирующих в формулах (К3), (К4), (К6) – (К8) (приложение К), следует использовать соответ ствующие количества погибших и раненых среди работников дневной (наибольшей) смены и населения, полученные на этапе 3.6 КолАР по рекомендациям 7.9.

7.11.6 При расчете прямого ущерба производству У пр в результате аварии на площа дочном объекте в качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов эксплуа тирующей организации следует учитывать здания, сооружения и технологическое оборудова ние, расположенные на территории площадочного объекта, включая перечисленные в 7.3. ОСПО с входящими в них технологическими элементами.

Порядок расчета У пр приведен в подразделе K.3 приложения К.

7.11.7 При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам ( У им.др.л ) в результате аварии на площадочном объекте в качестве потенциально уничтожаемого (повреж даемого) имущества других (третьих) лиц следует учитывать следующие объекты, располо женные с нарушением требований СНиП 2.05.06 85* [21] в части минимальных безопасных расстояний:

жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных пунктов, коттеджных поселков;

дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;

здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;

автотранспортные средства на переходах ближайших к площадочному объекту участ ков МГ, МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах и на автостоянках; автодорожное полотно;

сторонние трубопроводы, ЛЭП, кабели вблизи площадочного объекта;

сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи площадочного объекта.

Порядок расчета У им.др.л приведен в подразделе К.4 (приложение К).

7.11.8 Затраты У ла на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследо вание аварии рекомендуется определять в соответствии с 5.11.10.

7.11.9 При расчете экологического ущерба У экол в результате аварий на площадочных объектах следует учитывать:

загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа, продуктами сгорания природного газа, газового конденсата, СУГ;

выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени пре кращения роста деревьев;

повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара;

повреждение плодородного слоя почвы в результате загрязнения жидкими углеводо родами.

Порядок расчета У экол приведен в подразделе К.6 (приложение К).

Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных выбро сов опасных веществ определяются в соответствии с 7.7.

СТО Газпром 2 2.3 Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов, площа ди уничтоженного леса определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.13.

Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением почв тепловой радиаци ей, площади поврежденных почв определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.16.

Используемые в расчетах ущерба, связанного с загрязнением почв жидкими углеводо родами, площади загрязненных почв определяются в соответствии с подразделом Е.2 прило жения Е.

7.11.10 Расчет рассмотренных в 7.11.5–7.11.9 составляющих ущерба проводится для всех расчетных сценариев аварий на выделенных по рекомендациям 7.3.7 опасных составляю щих рассматриваемого площадочного объекта.

7.11.11 Математическое ожидание ущерба от аварии на m ом элементе n й ОСПО с учетом всех расчетных сценариев Сij аварии в этой точке, образующих полную группу собы тий, рассчитывается по формуле где У а – полный ущерб при реализации сценария Сij аварии на m ом элементе n й ОСПО;

P (mn) (Cij ) – условная вероятность реализации сценария Сij на m ом элементе n й ОСПО.

Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально экономического ущерба У c э, прямого производственного ущерба У пр, ущерба имуществу других лиц (mn) У им.др.л., затрат на ликвидацию и расследование аварии У ла, экологического ущерба (mn) У экол от аварии на m ом элементе n й ОСПО рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (7.6) при подстановке в нее вместо У a значений соответствующих составляющих ущерба У c э, У пр, У им.др.л., У ла, У экол, рассчитанных для каждого сценария Сij.

7.11.12 Среднее значение ущерба от возможных аварий в пределах всей n й ОСПО рас считывается по формуле – математическое ожидание ущерба от аварии на m ом элементе n й ОСПО;

где У а M – общее число элементов данной ОСПО, на которых моделируются аварии.

Средние по n й ОСПО значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально эко номического ущерба У оспо, прямого производственного ущерба У оспо, ущерба имуще гического ущерба У оспо ) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (7.7) при (mn) У пр, У им.др.л, У ла, У экол, рассчитанных для каждого m го элемента n й ОСПО.

7.11.13 Среднее значение ущерба в пределах рассматриваемого площадочного объекта рассчитывается по формуле где У ОСПО – среднее по n й ОСПО значение ущерба;

N – общее количество ОСПО на рассматриваемом площадочном объекте.

Средние по рассматриваемому площадочному объекту значения отдельных составляю щих ущерба (т.е. социально экономического ущерба У ПО сэ, прямого производственного аналогичным формуле (7.8) при подстановке в нее вместо У ОСПО значений соответствующих танных для каждой n й ОСПО.

7.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков от аварий на площадочных объектах 7.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 в блок схеме на рисунке 7.1) выполняется расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характе ризующих меру опасности от возможных аварий на площадочном объекте для персонала объекта, а также для населения на прилегающих к объекту территориях. Расчет ведется на основании рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 7.4), условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (см. 7.6), зон потенциального пора жения (см. 7.9) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицирован ных ОСПО (см. 7.3; 7.5).

7.12.2 Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков должны проводиться с помощью специально разработанных компьютерных программ по алгоритмам, изложенным в 7.12.3 – 7.12.7.

7.12.3 Расчет потенциального риска Rpot(x,y) в точках территории, прилегающей к опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.

7.12.3.1 На плане территории, включающей площадочный объект и прилегающую местность, определяется прямоугольная (в плане) расчетная область (сетка), в узлах которой требуется определить значения потенциального риска (рисунок 7.3).

СТО Газпром 2 2.3 Рисунок 7.3 – План территории площадочного объекта с расчетной областью Характерные размеры расчетной области: Нх в направлении «запад восток» и Ну – в направлении «юг север» рассчитываются по формулам где Нпл х, Нпл у – размеры (соответственно, длина – в направлении «запад восток» и ширина – в направлении «юг север») площадочного объекта, представляемого (в плане) в виде прямоу гольника, включающего все выделенные ОСПО, м;

Нкр – дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего факто ра максимальной аварии, км. Указанный параметр, как правило, представляет собой расстоя ние от точки разрыва наиболее опасной ОСПО (как правило, трубопровода с наибольшим диаметром и давлением) до внешней границы зоны потенциального теплового поражения (от пожара на ОСПО), соответствующей 1 % поражению незащищенного человека, т.е. опреде ляется по результатам соответствующих расчетов ЗПП, описанных в 7.9.

Альтернативно (в упрощенном варианте) для объектов с обращением сжатого газа ука занный параметр Нкр может быть рассчитан по формуле где Рраб – проектное давление газопровода с максимальным диаметром и максимальным про ектным давлением из числа всех газопроводов площадочного объекта, МПа;

Ду – условный диаметр указанного газопровода, мм.

7.12.3.2. Определяется характерный размер квадратных вычислительных ячеек (т.е.

сторона квадрата L, м), на которые разбивается расчетная область, по формуле где Н = min(Hx, Hy) – меньший из 2 х размеров расчетной области, м;

NH – количество ячеек, заданное на меньшей стороне расчетной области. Рекомендуемые значения NH, обеспечивающие достаточную точность вычислений, выбираются из диапазона 100150.

7.12.3.3 Производится выделение (идентификация) ОСПО (общим количеством N) на площадочном объекте. При этом в качестве ОСПО рекомендуется выделять типовые техноло гические блоки и участки технологических трубопроводов между ними (см. 7.3), в пределах каждого из которых следует ожидать возникновения аварий, протекающих по однотипным сценариям.

7.12.3.4 Выполняется разбиение каждой n ой ОСПО на элементы.

При этом линейные ОСПО, т.е. участки трубопроводов разбиваются каждый на элементарные отрезки с длинами L, равными характерному размеру ячейки расчетной обла сти. Число получаемых элементарных отрезков в пределах n й линейной ОСПО (участка тру бопровода) определяется как где LTT n – длина участка технологического трубопровода, м.

ОСПО, представляющие собой отдельно стоящие аппараты, емкости, установки, агре гаты, рекомендуется считать состоящими из одного элемента и отождествлять с одной вычи слительной ячейкой с центром, совпадающим с геометрическим центром ОСПО (таким обра зом идентифицируются условно «точечные» ОСПО).

7.12.3.5 Определяются ожидаемые частоты аварий на элементах ОСПО.

СТО Газпром 2 2.3 Для элементарных отрезков (c длинами L) технологических трубопроводов ожидае мая частота аварий (аварий/год) рассчитывается по формуле где TT – удельная частота аварий на рассматриваемом технологическом трубопроводе (см.

7.4).

Для условно «точечных» типовых ОСПО в составе типовых площадочных объектов ожидаемые частоты аварий приведены в 7.4.

7.12.3.6. Принимается, что на каждом элементарном отрезке (условно в середине отрезка с линейной координатой xn (m = 1,2,..M)) линейной ОСПО (трубопровода) или в центре условно «точечной» ОСПО возможно возникновение аварии (событие А) с определен ными в 7.5 расчетными сценариями {Cij}, образующими полную группу событий в каждой точке xn, с условными вероятностями реализации каждого расчетного сценария P(Cij|A) (см. 7.6.). При этом наборы сценариев с соответствующими условными вероятностями их реа лизации на каждом элементарном отрезке (в каждой точке xn ) рекомендуется принимать одинаковыми для всех элементарных отрезков L в пределах рассматриваемой ОСПО.

7.12.3.7 Определяются места размещения персонала площадочного объекта и населе ния в расчетной области с учетом данных о кадровом составе и функциональных обязанно стях персонала, генерального плана объекта, картографических и статистических данных о распределении населения вблизи площадочного объекта. Оформление плана размещения людей следует выполнять по аналогии с изложенным в 5.12.3.7.

7.12.3.8. Определяются территориальные распределения условных вероятностей пора жения (ЗПП – см. 7.9) от аварий на каждой (n й) ОСПО, т.е. в каждом узле E(x,y) расчетной сетки в соответствии с алгоритмами, изложенными в 7.9, рассчитываются условные вероят ности Pгиб ( x, y ) (i – номер группы сценариев, j – номер сценария в группе, m – номер элементарного отрезка) гибели людей без учета защитного действия каких либо укрытий при каждом сценарии аварии путем последовательного моделирования единичных аварий на каж дом элементарном отрезке L (в каждой точке xn ) с одинаковым набором расчетных сцена риев {Cij}. В итоге для каждой точки E(x,y) расчетной области должно получиться (при упро щающем допущении, что каждая группа сценариев состоит из одинакового количества J сце нариев) М · I · J значений Pгиб ( x, y ), соответствующих авариям в М точках xn на рассматри ваемой n й линейной ОСПО, или I · J значений Pгиб ( x, y ), если рассматривается условно «точечная» ОСПО.

7.12.3.9. В каждом узле расчетной области определяются значения потенциального риска от аварий на каждой рассматриваемой n й ОСПО по формуле где fL – ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке L n го ПОУ;

Pгиб ( x, y ) – условная вероятность гибели человека в точке E(x,y) расчетной сетки в результате реализации сценария Сij аварии в точке xn – середине m го элементарного отрез ка n й ОСПО или в центре «точечной» ОСПО;

P(Cij|A) – условная вероятность реализации сценария Сij аварии на n й ОСПО.

7.12.3.10 С учетом возможных аварий на всех N выделенных ОСПО значения потен циального риска в каждом узле E(x,y) расчетной области рассчитываются по формуле где Rpot ( x, y ) – значение потенциального риска в точке E(x,y) расчетной области от возмож ных аварий на n й ОСПО.

7.12.3.11 На основе полученного территориального распределения потенциального риска строятся изолинии потенциального риска в пределах расчетной области с интервалом в значениях риска, соответствующих смежным изолиниям, равным порядку или половине порядка величины вплоть до значения 10 8 в год.

7.12.4 Расчет индивидуального риска Rind(x,y) для различных индивидуумов в точках тер ритории, прилегающей к опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.

7.12.4.1 Расчет индивидуального риска выполняется как для персонала площадочного объекта, так и для представителей различных групп населения, находящихся в определенной выше расчетной области: жителей населенных пунктов, садовых товариществ и отдельно стоящих зданий; посетителей мест массового скопления людей (рынков, спортивно зрелищ ных сооружений, пляжей и т.п.), водителей и пассажиров транспортных средств на переходах трубопроводов через дороги.

7.12.4.2 Расчет индивидуального риска осуществляется в соответствии с 5.12.4 на осно ве рассчитанного территориального распределения потенциального риска с учетом простран ственно временных распределений выделенных категорий персонала и групп населения в расчетной области и степени уязвимости указанных групп людей, зависящей от защитных свойств укрытий или СИЗ.

7.12.5 Расчет коллективного риска от возможных аварий на площадочном объекте.

7.12.5.1 Коллективный риск от возможных аварий на площадочном объекте рекомен дуется рассчитывать на основе территориального распределения потенциального риска СТО Газпром 2 2.3 Rpot(x,y) отдельно для каждой из W выделенных групп (категорий) персонала и населения, перечисленных в 7.12.4.1, в соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.12.5.1–5.12.5.3. Обозначение коллективного риска для w й группы – Rcol.

7.12.5.2 Общий коллективный риск от аварий на k ом площадочном объекте Rcol определяется как сумма значений коллективного риска Rcol по всем рассмотренным группам людей (т.е. местам размещения и регулярного передвижения людей) в пределах рас четной области где W – общее число выделенных групп людей, подверженных риску.

Общий коллективный риск Rcol s для всех K анализируемых площадочных объектов в составе рассматриваемого s го ЛПУМГ рассчитывается как где Rcol – общий коллективный риск от аварий на k ом площадочном объекте;

K – общее количество анализируемых площадочных объектов в составе рассматриваемого ЛПУМГ.

Общий коллективный риск Rcol для всех площадочных объектов в составе рассма триваемого ГТО, состоящего из S ЛПУМГ, рассчитывается как где Rcol s – общий коллективный риск по s му ЛПУМГ;

S – общее количество ЛПУМГ в составе рассматриваемого ГТО.

7.12.6 Расчет социального риска (F/N кривых) от аварий на площадочном объекте.

7.12.6.1 Социальный риск рассчитывается для каждой выделенной ОСПО в виде зави симости частоты F событий (обусловленных возможными авариями на ОСПО при наличии людей в опасной зоне), при которых погибает не менее N человек, от этого числа N. Расчет выполняется в соответствии с 5.12.6.2 при замене аббревиатуры «ПОУ» на «ОСПО».

7.12.6.2 Социальный риск от возможных аварий на всем анализируемом площадочном объекте получают как сумму F/N кривых, рассчитанных для каждой ОСПО.

Cоциальный риск по всем площадочным объектам в составе рассматриваемого ЛПУМГ рассчитывается как сумма F/N кривых, полученных для каждого из этих объектов в отдельности.

Cоциальный риск по ГТО в целом рассчитывается как сумма F/N кривых, полученных для каждого ЛПУМГ в составе данного ГТО.

7.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий 7.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 в блок схеме на рисунке 7.1) выполняется оценка в денежном выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с учетом рассчитанных ранее частот fn (для технологических трубопроводов fn = fTT – см. формулу (7.1)) возникновения аварий на каждой ОСПО для всех выделенных ОСПО и для площадочного объекта в целом, а также при необходимости – суммарные годо вые ущербы от аварий на площадочных объектах в пределах рассматриваемого ЛПУМГ и в пределах всего ГТО.

7.13.2 Ожидаемый от возможных аварий на n й ОСПО k го площадочного объекта пол ный годовой ущерб (руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на n й ОСПО социально экономический годовой ущерб от возможных аварий на n й ОСПО прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на n й ОСПО годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на n й ОСПО годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на n й ОСПО экологический годовой ущерб от возможных аварий на n й ОСПО ния полного ущерба и его составляющих от одной аварии на n й ОСПО, руб. (см. 7.11.12);

fn – частота аварий на n й ОСПО, аварий/год. Для линейных ОСПО – технологических трубопроводов площадочного объекта частота аварий определяется по формуле СТО Газпром 2 2.3 TT – ожидаемая средняя удельная частота аварий на технологическом трубопроводе ава рий/(м · год) – (см. 7.4.);

LTT – длина технологического трубопровода, м;

s – число крановых узлов и тройников на рассматриваемом трубопроводе, шт.;

fs – частота разгерметизации крановых узлов, тройников, аварий/год (см. 7.4).

Для ОСПО типа сосудов, аппаратов, агрегатов, состоящих в общем случае из несколь ких (от одного до М) элементов или рассматриваемых как неделимые ОСПО, частота аварий определяется по формуле где fm – частота аварий для m го элемента на n й ОСПО, аварий/год.

7.13.3 Ожидаемый от возможных аварий на k ом площадочном объекте полный годо вой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте социально экономический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на площадочном объекте годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на площадочном объекте годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на площадочном объекте экологический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на n й ОСПО, руб./год;

N – общее количество ОСПО в пределах рассматриваемого k го площадочного объекта, шт.

7.13.4 Ожидаемый полный годовой ущерб от аварий на всех K площадочных объектах в пределах рассматриваемого s го ЛПУМГ рассчитывается по формуле 7.13.5 Ожидаемый полный годовой ущерб от возможных аварий на всех площадочных объектах всех S ЛПУМГ в пределах ГТО рассчитывается по формуле 7.14 Определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов.

Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска 7.14.1 На данном этапе КолАР (этап 3.11 в блок схеме на рисунке 7.1) с целью выпол нения требований пунктов 22, 24, 31 «Порядка оформления декларации промышленной безо пасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений» [2] (в части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:

выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев ава рий на анализируемом площадочном объекте;

выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного объекта по показателям риска;

сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими пока зателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого риска.

реализации для анализируемого площадочного объекта выполняется по результатам расчета частот возникновения аварий на различных ОСПО и условных вероятностей реализации раз личных сценариев на проанализированных ОСПО. Наиболее вероятным признается сценарий (вер макс) аварии на n й ОСПО анализируемого(ых) объекта, удовлетворяющий условию Сijn где fn – удельная частота возникновения аварий на n й ОСПО, аварий/год;

СТО Газпром 2 2.3 Pn(Cij|A) – условная вероятность реализации сценарии Сij при условии, что произошла ава рия А в пределах n й ОСПО.

NОСПО – общее количество анализируемых ОСПО.

Выявленный таким образом наиболее вероятный сценарий следует кратко описать с указанием конкретной ОСПО, на которой он реализуется, размера ЗПП от превалирующего поражающего фактора, ожидаемого количества пострадавших и объемов возможного ущерба.

7.14.3 Задачу выявления наиболее опасного по последствиям сценария аварии на ана лизируемой ОСПО рекомендуется разделить на 3 подзадачи:

7.14.3.1 Сценарием с максимальной по размерам ЗПП признается сценарий Сijn макс) (ЗПП аварии на n й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта, удовлетворяющий условию где R1 – определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения);

R1 ij – определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения) от превалирующего пора жающего фактора для сценария Сij аварии на n й ОСПО, км;

NОСПО – общее количество анализируемых ОСПО.

П р и м е ч а н и е – Для сценариев группы С2 «Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме» в этом сравнении участвуют зоны 100 % поражения с границей Сун = 0,5 · Снкпв.

7.14.3.2 Сценарием с максимальным количеством N пострадавших признается сцена аварии на n й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта, рий Сijn удовлетворяющий условию где N ij – ожидаемое количество пострадавших при реализации сценария Сij аварии на n й ОСПО, чел.

7.14.3.3 Сценарием с максимальным полным ущербом У признается сценарий Сijn макс) аварии на n й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта, удо влетворяющий условию где У ij – прогнозируемый полный ущерб при реализации сценария Сij аварии на n й ОСПО, руб.

Выявленные таким образом наиболее опасные сценарии аварий следует кратко опи сать с указанием конкретных ОСПО, на которых они реализуются, размеров ЗПП от превали рующего поражающего фактора, ожидаемых количеств пострадавших и объемов возможного ущерба.

7.14.4 Выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного объекта по показателям риска рекомендуется выполнять путем сравнительного анализа всех проанализированных ОСПО отдельно по уровням индивидуального и коллективного рисков.

Наиболее опасной составляющей среди всех выделенных на площадочном объекте ОСПО по показателю индивидуального риска признается n ая ОСПО, обозначаемая как ОСПО(Rind макс) где Rind – индивидуальный риск (функция номера ОСПО);

Rcol – наибольший расчетный индивидуальный риск от аварий на n й ОСПО, получен ный для представителей наиболее «рискующей» группы персонала или населения из числа всех анализируемых групп людей, находящихся вблизи n й ОСПО.

Наиболее опасной составляющей по показателю коллективного риска признается n я ОСПО, обозначаемая как ОСПО(Rcol макс) где Rcol – коллективный риск (функция номера ОСПО);

Rcol – суммарный коллективный риск от аварий на n й ОСПО, учитывающий коллектив ные риски для всех групп персонала и населения, находящихся вблизи n й ОСПО.

Для выявленных таким образом наиболее опасных составляющих анализируемого пло щадочного объекта следует указать наименования, обозначения, расположение этих ОСПО, значения коллективного и максимального индивидуального рисков от аварий на них, назва ния и расположение рискующих групп персонала и населения.

7.14.5 Сравнительный анализ рассчитанных для анализируемого площадочного объек та показателей риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого (предельно допустимого) риска следует выполнять либо для выделенных ОСПО в составе анализируемого площадочного объекта, либо для площадочного объекта в целом в зависимости от целей и задач КолАР, причем отдельно для персонала площадочного объекта и населения.

Сравнение рекомендуется проводить по показателям индивидуального и социального риска в полном соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.14.5.1; 5.14.5.2, заменив СТО Газпром 2 2.3 аббревиатуру «ПОУ» на «ОСПО», аббревиатуру «МГ» на слова «площадочный объект», верх ний индекс «МГ» в обозначениях индивидуального риска на индекс «ПО».

8 Особенности применения стандарта для анализа риска скважин и трубопроводов системы сбора газа подземных хранилищ газа 8.1 Анализируемыми опасными составляющими «промысловой» зоны ПХГ при выполнении КолАР являются:

скважины (включая устьевое оборудование и трубопроводную обвязку устьев);

газопроводы газосборной сети ПХГ.

П р и м е ч а н и е – Газосборные (газораспределительные) пункты ПХГ отнесены к категории площадочных объектов и рассматриваются в разделе 7.

8.2 Количественный анализ риска применительно к опасным составляющим ПХГ, указанным в 8.1, рекомендуется проводить в соответствии с СТО Газпром (проект) «Методи ка анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром», в котором изложена систематизированная процедура оценки риска для объектов газодобычи, в том числе, для скважин и сборной сети промысловых газопроводов.

8.3 Для подземных газопроводов газосборной сети ПХГ допускается также выполнять КолАР в соответствии с процедурой, описанной в разделе 5 для магистральных газопроводов.

8.4 При проведении процедуры идентификации опасностей (выявлении характерных источников опасности, причин, факторов и сценариев возникновения аварий) применитель но к подземному резервуару хранилища природного газа в отложениях каменной соли реко мендуется использовать информационные материалы, приведенные в приложении Л.

8.5 При проведении процедуры оценки ожидаемой частоты инцидентов и аварий на технологических конструкциях (в том числе скважинах) подземного резервуара хранилища природного газа в отложениях каменной соли рекомендуется использовать статистические данные и экспертные оценки ООО «Газпром газнадзор» и ООО «Газпром подземгазпром».

9 Рекомендации по использованию результатов анализа риска при страховании опасного производственного объекта 9.1 В настоящих рекомендациях рассматриваются опасные производственные объекты (магистральные газопроводы, магистральные конденсатопродуктопроводы, площадочные объекты), находящиеся в эксплуатации.

9.2 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при страховании граждан ской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей среде в результате аварии на рассматриваемых в настоящем стандарте опасных производственных объектах (ОПО).

9.3 Под страхованием гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здо ровью или имуществу третьих лиц и окружающей среде в результате аварии на опасных про изводственных объектах понимается совокупность распределительных финансовых отноше ний, связанная с возмещением потерь, наносимых имущественным интересам третьих лиц, в результате аварий и инцидентов на эксплуатируемых ОПО.

9.4 Страхование гражданской ответственности осуществляется путем заключения соответствующих договоров страхования между эксплуатирующей организацией (страхова тель) и страховой компанией (страховщик), имеющей соответствующую лицензию.

9.5 При определении базовых условий страхования по отдельным объектам рекоменду ется использовать «Правила страхования (стандартные) гражданской ответственности орга низаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в результате аварии на опасном производственном объекте», согласованные с Федеральной службой стра хового надзора (письмо от 02.11.2005 г. № 44 11616/02 01).

9.6 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при идентификации страховых рисков, оценке частоты страховых событий, оценке средних, наиболее вероятных и максимально возможных ущербов, для уточнения (корректировки) базовых страховых тарифов и минимальных значений страховых сумм (в сторону увеличения), предусмотренных ст. 15 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116 ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

9.7 Идентификация рисков для целей страхования осуществляется с использованием методов идентификации опасностей для соответствующего типа ОПО (линейная часть маги стральных газопроводов – раздел 5.3; линейная часть конденсатопродуктопроводов – раздел 6.3; площадочные объекты – раздел 7.3). Результатом идентификации является перечень страховых рисков, понимаемых как перечень опасностей, которые могут инициировать слу чайные события (страховые события), приводящие к материальным, социальным, экологиче ским и финансовым потерям у третьих лиц.

9.8 Оценка частоты страховых событий осуществляется с использованием результатов оценки ожидаемых частот возникновения аварий (разделы 5.4; 6.4; 7.4), которые инициируют страховые события, а также результатов оценки условных вероятностей расчетных сценариев аварий (разделы 5.6; 6.6; 7.6).

9.9 Базовые страховые тарифы, рекомендуемые «Правилами страхования (стандарт ными) гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производ СТО Газпром 2 2.3 ственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окру жающей природной среде в результате аварии на опасном производственном объекте», следу ет уточнять по результатам анализа риска в случае изменения: уровня аварийности, качества эксплуатации, характера прилегающей местности, изменения других факторов, влияющих на ожидаемую частоту страховых событий.

9.10 При обосновании условий договоров страхования ответственности за причинение вреда при эксплуатации ОПО рекомендуется использовать оценки ущерба имуществу третьих (других) лиц, социально экономического ущерба, связанного с нанесением вреда жизни и здоровья населению, а также экологического ущерба, связанного с негативным воз действием аварии на компоненты окружающей природной среды. Величину суммарного ущерба рекомендуется использовать для оценки страховой суммы, а значения ущербов по соответствующим составляющим (ущерб имуществу, социально экономический ущерб, эко логический ущерб) – для оценки лимитов возмещения по видам ущерба.

9.11 Результаты оценки величин ущербов (среднего и максимально возможного) исполь зуются для обоснования страховых сумм по соответствующим договорам страхования отдельных ОПО. Максимально возможный ущерб определяется как ущерб, связанный с реализацией наи более масштабного сценария развития аварии. Средний ущерб определяется как математическое ожидание ущерба с учетом условных вероятностей реализации всех расчетных сценариев аварии.

9.12 В случае, если средний ущерб по отдельному ОПО превосходит минимальный размер страховой суммы, установленный ст. 15 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», рекомендуется в качестве страховой суммы использовать значение среднего ущерба.

9.13 В случае, если по одному договору страхования страхуется ответственность в отно шении нескольких ОПО, то рекомендуется в качестве страховой суммы по договору устана вливать максимальное значение максимально возможного ущерба, а в качестве лимита возме щения по одному страховому случаю – максимальное значение среднего ущерба по всем рас сматриваемым ОПО.

9.14 В качестве критерия эффективности страхования гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в результате аварии на ОПО рекомендуется использовать отношение суммарного возме щения к суммарной страховой премии по совокупности всех договоров страхования ответ ственности за период не менее 5 лет. Если отношение превышает значение 0,7, то организа ция данного вида страхования может считаться эффективной, в противном случае требуется пересмотр условий соответствующих договоров страхования.

Характеристики опасных веществ, обращающихся на опасных производственных объектах транспорта и хранения газа и газового конденсата А.1 Характеристики некоторых опасных веществ, обращающихся на производствен ных объектах ОАО «Газпром», представлены в таблицах А.1 – А.11.

П р и м е ч а н и е – Сведения об опасных веществах приведены в соответствии с данными Спра вочника [25].

Та б л и ц а А.1 – Метан Эмпирическая формула Плотность газа при 20 °С и давлении 101,3 кПа, кг/м Температура кипения при давлении 101,3 кПа, °С минус Растворимость в воде при 25 °С Практически не растворим Реакционная способность углеводородах). При обычных температурах ОБУВ в атмосферном воздухе, Меры первой помощи пострадавшим от При нарушении дыхания – кислород. При СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное состояние Концентрационные пределы распространения пламени в воздухе, % (об.) Нормальная скорость распространения пламени при 25 °С, м/с Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, % об.

Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330. Та б л и ц а А.2 – Масло турбинное Торговая марка Внешний вид Плотность, Температура застывания при давлении 101,3 кПа, °С Окончание таблицы А. Растворимость в воде при 25 °С не растворимо Реакционная способность Воздействие на людей к заболеваниям кожи: масляный фолликулит, токсические Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества Меры предосторожности быть во взрывобезопасном исполнении. Не допускается Средства защиты респираторы, резиновые перчатки, спецодежду, фартук.

Методы перевода вещества в безвредное состояние Температура вспышки, °С марка Т46 – 195;

Средства пожаротушения воздушно механическая пена, порошки Та б л и ц а А.3 – Дизельное топливо Реакционная способность химически стабильно СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Класс опасности в воздухе рабочей зоны Воздействие на людей путей, головную боль, головокружение, тошноту. При Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества Меры предосторожности взрывобезопасном исполнении, помещение должно быть Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное состояние Температура самовоспламенения, °С Марка Л – 210; Марка З – 225; Марка А – Нижний концентрационный предел распространения пламени, % об.

Средства пожаротушения Воздушно механическая пена, порошки Та б л и ц а А.4 – Бензин ПДКм.р./с.с. в воздухе рабочей зоны, мг/м Воздействие на людей Меры первой помощи пострадавшим от необходимо его удалить и обильно промыть кожу теплой воздействия вещества мыльной водой; при попадании на слизистую оболочку Меры предосторожности ударе искру. Емкости и трубопроводы, предназначенные Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное тару; место разлива протереть сухой тряпкой; при разливе СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Средства пожаротушения Та б л и ц а А.5 – Метанол Формула Реакционная способность Воздействие на людей с резко выраженным кумулятивным эффектом. Слабо Меры первой помощи пострадавшим от в течение первых 2 ч; внутрь 2–4 л и внутривенно 1 л 5 % воздействия вещества раствора питьевой соды. Под кожу 500 мл 5 % раствора Окончание таблицы А. Меры предосторожности гидролизный спирты; изъятие из рецептуры Средства защиты Фильтрующий промышленный противогаз.

Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, % об.

Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330. Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330. Средства пожаротушения Та б л и ц а А.6 – Этантиол (одорант) Формула Плотность при 20 °С и давлении 101,3 кПа, кг/м СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Реакционная способность Мало растворим в эфире, растворим в этаноле Воздействие на людей рефлекторную тошноту и головную боль вследствие Меры первой помощи пострадавшим от рвоте – внутримышечно 1 – 2 мг 2,5 % раствора аминазина.

воздействия вещества При раздражении слизистой глаз, полости рта и носа – Меры предосторожности вентиляция помещений. Контроль за содержанием в Средства защиты Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330. Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330. Средства пожаротушения распыленная вода, порошки, аэрозольные составы Та б л и ц а А.7 – Стабильный газовый конденсат Класс опасности в воздухе рабочей зоны Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества Меры предосторожности Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное состояние Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Средства пожаротушения СТО Газпром 2 2.3 Та б л и ц а А. 8 – Нестабильный газовый конденсат Эмпирическая формула (смесь углеводородов метанового, нафтенового Состав, % об.

Давление насыщенных паров, кПа Класс опасности в воздухе рабочей зоны Воздействие на людей кожные заболевания. Особенно опасно попадание на Меры первой помощи пострадавшим вызвать медицинского работника. Давать с перерывами от воздействия вещества (3–4 подушки в час) кислород. При остановке дыхания Меры предосторожности обеспечены вентиляцией, искусственное освещение Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное состояние Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Средства пожаротушения Огнетушащие газовые составы Та б л и ц а А. 9 – Этиленгликоль (Этан 1,2 диол, гликоль) Эмпирическая формула Структурная формула Плотность при 20 °С и давлении 101,3 кПа, кг/м Реакционная способность ПДКм.р. / с.с. в воздухе рабочей зоны, мг/м Воздействие на людей образом на центральную нервную систему и почки СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Нижний концентрационный предел распространения пламени, % (об.) Средства пожаротушения распыленная вода, воздушно механическая пена Та б л и ц а А. 1 0 – Моноэтаноламин Эмпирическая формула Структурная формула Плотность при 20 °С и давлении 101,3 кПа, кг/м Реакционная способность с минеральными и сильными органическими кислота Меры предосторожности Средства защиты Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Средства пожаротушения воздушно механическая пена, тонкораспыленная вода Та б л и ц а А. 1 1 – Сероводород Эмпирическая формула Запах Плотность при 20 °С и давлении 101,3 кПа, кг/м Растворимость в воде Реакционная способность серной кислотой до серы. Взаимодействует с аммиаком.

Воздействие на людей Меры первой помощи пострадавшим тепло, ингаляция кислорода. При нарушении дыхания и от воздействия вещества асфиксии – длительное искусственное дыхание с Меры предосторожности Средства защиты Методы перевода вещества в безвредное состояние СТО Газпром 2 2.3 Окончание таблицы А. Концентрационные пределы распространения пламени, % (об.) Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, % об.

Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330. Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330. Порядок расчета количеств опасных веществ на некоторых составляющих опасных производственных объектов транспорта и хранения газа и газового Б.1.1 Расчет количества (массы) природного газа на анализируемом участке МГ следу ет выполнять посекционно (в секциях между линейными кранами) с последующим сложени ем полученных «секционных» масс для получения общего количества газа на участке.

Б.1.2 Приблизительный расчет массы газа М, т, в секции МГ осуществляется по фор муле (см. также рисунок Б.1) где Pн – проектное (абс.) давление на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, МПа;

Рк – расчетное (абс.) давление на входе последующей КС, МПа;

LКС – расстояние между двумя последовательными КС, км;

х – расстояние от предыдущей КС до середины секции, км;

d0 – внутренний диаметр МГ, мм;

Lсекц – длина секции газопровода, км;

Т – средняя температура газа в секции (в точке x), К, упрощенно рассчитываемая по фор муле где Тк – зимняя температура на входе последующей КС, К;

Тн – зимняя температура на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, К.

Рисунок Б.1 – Схема МГ с обозначением входных параметров для расчета массы газа СТО Газпром 2 2.3 Б.1.3 Для расчета массы газа М, т, в газопроводе отводе можно использовать формулу (Б.1), принимая, что LКС = Lсекц = Lго, где Lго – полная протяженность газопровода отвода, км; Рн – абсолютное давление в точке подключения газопровода отвода к МГ, МПа; Рк – абсолютное давление в конце газопровода отвода (на входе ГРС), МПа; х – половина общей длины газопровода отвода, км; Т – средняя зимняя температура в газопроводе отводе, К.

Б.1.4 Расчет масс газа М, т, в технологических газопроводах (на КС, ГРС, АГНКС и т.д.) осуществляется по формуле где Lтex – длина технологического газопровода, м;

Px – фактическое (абс.) давление в середине технологического газопровода, МПа;

d0 – условный (внутренний) диаметр технологического газопровода, мм;

T – средняя зимняя температура газа в технологическом газопроводе, К.

Б.1.5 Для расчета массы газа М, т, в сосудах следует использовать формулу где Pc – рабочее (абсолютное) давление в сосуде, МПа;

Vc – внутренний обьем сосуда, м3;

Tс – температура (зимняя) газа в сосуде, К.

Б.2 Опасные вещества в жидком состоянии Б.2.1 Масса М, т, опасного вещества в жидком состоянии в трубопроводе рассчитыва ется по формуле где Lтруб – длина трубопровода, км;

тран – плотность опасного вещества в условиях транспортировки, т/м3.

Б.2.2 Масса М, т, опасного вещества в жидком состоянии в сосуде рассчитывается по формуле где Vc · – внутренний объем сосуда, м3;

c – плотность опасного вещества в условиях содержания в сосуде, т/м3;

Кз – коэффициент заполнения сосуда.

Обобщенное дерево отказов для подземного магистрального газопровода Рисунок В.1 – Дерево отказов для подземного магистрального газопровода СТО Газпром 2 2.3 Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение) Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение) СТО Газпром 2 2.3 Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение) Рисунок В.1 – Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (окончание) СТО Газпром 2 2.3 Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа Г.1 Разгерметизация однониточного газопровода Исходные данные:

– коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;

d0 – внутренний диаметр трубы, м;

Р1 (Па), Т1 (К) – средние давление и температура для первого аварийного участка газопровода;

Q – производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;

Рн, Рк – давления в начале и конце газопровода до его разрыва, Па;

– плотность газа при нормальных условиях, г/м3;

L1, L2 – расстояния от места разрыва до КС1 и КС2 соответственно, м;

х1, х2 – расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;

k – показатель адиабаты газа, б/р.

Искомые параметры:

G1(t) – массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, (кг/с).

M1, M2 – полная масса газа, выброшенная из первого и второго аварийного участков соответственно, кг.

Порядок расчета Моделируется разрыв участка газопровода на перегоне между компрессорными станция ми КС1 и КС2 на расстоянии L1 (м) от КС1 (рисунок Г.1). Направление движения газа – слева направо.

Время, прошедшее от момента аварии до момента полного закрытия станционного охранного крана К21 на КС1, составляет величину t21 (с) (включает время идентификации ава рии оператором, время принятия им решения об отключении КС и время закрытия охранно Рисунок Г.1 – Схема фрагмента магистрального газопровода го крана). Аналогичное время для крана К19 на КС2 величину t19 (с). Ближайшие к месту ава рии линейные краны Л1 и Л2 расположены на расстояниях х1 (м) и х2 (м). Линейные краны полностью закрываются через время tл (с) от момента аварии. Последовательность развития аварийного процесса истечения газа следующая. При возникновении аварийного разрыва вверх и вниз по потоку движется волна разрежения. Идентификация аварийного разрыва про водится операторами на КС по одному из двух характерных условий: либо по падению давле ния на 0,2 МПа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции, расположенной вверх по потоку от места разрыва, либо по срабатыванию антипомпажной защиты на компрессор ной станции, расположенной вниз по потоку от места разрыва, при снижении производитель ности во всасывающем коллекторе на 10 %. На газопроводах, оснащенных современными средствами телемеханики и автоматизированными системами управления технологическими процессами (далее АСУ ТП) транспорта газа, возможна автоматическая идентификация раз рыва средствами АСУ ТП, но, тем не менее, решение о закрытии кранов принимается опера тором (диспетчером). После идентификации разрыва газопровода на перегоне между двумя соседними станциями оператор принимает решение на закрытие охранных кранов КС и линейных кранов на перегоне. В данном сценарии для большей общности принимается, что закрытие кранов может происходить не одновременно.

До своего отключения КС1 нагнетает на перегон дополнительную массу газа МКС, а КС2 забирает из аварийного участка массу МКС.

Аварийным участком считается участок от места разрыва трубопровода до компрессор ной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места разрыва до КС1, соответственно под вторым аварийным участком – участок от места разрыва до КС2). Аварий ной секцией считается участок от места разрыва до ближайшего линейного крана (если линейный кран отсутствует или не может быть закрыт, под аварийной секцией понимается весь аварийный участок и расчет истечения ведется только по формулам первого этапа).

Расчет истечения газа для каждой из аварийных секций производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается аварийный расход газа от момента аварии до момента закрытия линейного крана. На втором – аварийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия линейного крана) до его полного истечения.

Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии до отсечения аварийной секции (на примере расчета для первого аварийного участка) Давление Р0 в момент аварии в точке разрыва газопровода рассчитывается по формуле СТО Газпром 2 2.3 Расход газа G1(t) (кг/с) при t больше 0,1(с) для первого аварийного участка протяжен ностью L1 задается формулой МГ – масса газа, находящаяся в аварийном участке газопровода до аварии, кг, рассчитывается по формуле где Р1, Т1 – средние давление и температура для первого аварийного участка газопрово да, Па (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром 2 3.5 051 2006);

Z ср – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р1 и Т1 [26, 27];

Мкс – масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КC1 до момента отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения КС, т.е. tл < t21, то время t21 в нижеприведенной формуле Г.4 заменяется на tл);

R – газовая постоянная, Дж/(кг · К).

Знак «плюс» в выражении Г.3 применяется при расчете МГ в первом аварийном участ ке газопровода, знак «минус» используется при расчете МГ во втором аварийном участке.

Предполагается, что отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до пол ного опорожнения второго аварийного участка (т.е. предполагается, что МГ >0).

Мкс вычисляется по следующей формуле где GКС – производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации.

Величина Мн (кг) рассчитывается по формуле где Мн (кг) – масса газа, истекающего в адиабатическом режиме;

L – постоянная времени, с, определяется по соотношению a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается выражением G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается равным 1).

Масса газа, выброшенного из аварийной секции на первом этапе истечения, определя ется по формуле Расход газа на момент времени tЛ закрытия линейного крана G1(tл), кг/с, задается формулой Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из второго аварийного участка газопровода.

Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации ава рии на примере первой аварийной секции протяженностью х Расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части (t > tл) задается формулой x – постоянная времени, с, определяется по формуле ax – скорость звука в газе в отсеченной секции на момент времени t12, м/с, задается форму лой СТО Газпром 2 2.3 Tx – средняя температура в отсеченной секции от линейного крана до места разрыва на момент времени tл(К) (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром 2 3.5 051 2006).

Масса газа из первой аварийной секции М12 на втором этапе истечения, определяется по формуле Полная масса газа, выброшенного из первого аварийного участка, рассчитывается как сумма масс М11 и М12 и рассчитывается по формуле Для второй отсеченной секции длиной х2 расчет производится аналогичным образом.

В качестве характерного примера рассматривается одна нитка газопровода внешним диаметром 1420 мм с рабочим давлением (расчетные варианты) 7,5 МПа, 10,0 МПа, 12,0 МПа и 15,0 МПа и протяженностью 120 км.

Гидравлическая эффективность газопровода принята на уровне 97 %, что также пред ставляется достаточно консервативной оценкой.

Компонентный состав газа (в мольных %) принимался в расчетах следующим:

С1 – 98.5; С2 – 0,5; N2 – 1,0.

Плотность транспортируемого природного газа, приведенная к нормальным условиям (давление 0,1 МПа, температура 0 °С), составляет 0,70225 кг/м3.

Температура газа на входе в газопровод оценочно принималась +10 °С, а температура прилегающего грунта +5 °С. Коэффициент теплообмена между газом и грунтом принимался равным 1,2 ккал/(м2 ч · К).

Согласно расчетам значения давления в начале и конце перегона между КС соответ ствующие максимальные суточные производительности газопроводов для газопроводов с раз личными рабочими давлениями будут следующими:

Рраб = 12,0 МПа: 11,85 МПа 8,48 МПа, Q = 156,8 млн м3/сут;

Рраб = 15,0 МПа: 14,82 МПа 10,60 МПа, Q = 193,8 млн м3/сут.

Значения коэффициента гидравлического сопротивления при максимальной загрузке газопроводов составляют: для газопроводов с рабочим давлением 7,5 МПа – 0,00869, с Рраб = 10,0 МПа – 0,00858, а с Рраб = 12,0 МПа и 15,0 МПа – одинаковое значение 0,00854.

Процесс опорожнения линейного участка газопровода рассчитывался на основе сле дующих предположений:

разрыв газопровода – гильотинный (на полное сечение) и происходит в середине газопровода;

вмешательство диспетчерской службы происходит либо в случае уменьшения давле ния в выходном коллекторе КС в начале перегона, либо в случае входа в режим помпажа газо перекачивающих агрегатов следующей КС, расположенной в конце перегона;

время принятия решения по перекрытию аварийного участка после получения информации с приборов контроля занимает у диспетчерской службы 2 мин.;

после принятия решения (нажатия «красной кнопки») происходит автоматическое перекрытие шаровых кранов, которое занимает 1,5 мин.

Рассмотрено два варианта перекрытия аварийного линейного участка:

вариант А – срабатывают ближайшие к сечению разрыва шаровые краны, располо женные по предположению каждый на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку от сечения разрыва – при этом производится опорожнение аварийной секции газопровода длиной 20 км;

вариант Б – срабатывают только охранные станционные краны, так что производится опорожнение всего рассматриваемого аварийного участка между КС протяженностью 120 км.

Как показывают расчеты, при расположении сечения разрыва посредине линейного перегона между КС, оперативное вмешательство диспетчерской службы при разрыве газопро вода во всех рассмотренных случаях происходит вследствие входа в зону помпажа газоперека чивающих агрегатов на КС2, расположенной вниз по потоку. Время срабатывания антипом пажной защиты КС зависит от рабочего давления в газопроводе и составляет 2,52 мин для газопровода с рабочим давлением 7,5 МПа, 2,65 мин при рабочем давлении 10,0 МПа, 2,74 мин при рабочем давлении 12,0 МПа, и 2,86 мин при рабочем давлении 15,0 МПа. На рисунках Г.2 – Г.5 приведено сравнение изменения расходов газа во времени для двух сцена риев срабатывания линейных кранов, рассчитанных по точной конечно разностной и инже нерной методикам.

Сравнение показывает, что максимальные отличия не превышают 15 % и в расчетах режимов с перекрытием линейных кранов, и в расчетах режимов закрытия только стан ционных охранных кранов. Некоторое различие формы графиков в расчетах с перекрыти ем линейных кранов (рисунок Г.2; Г.3) связано с различием подхода к учету закрытия линейных кранов. В точной конечно разностной модели предполагается, что закрытие кранов производится в течение 1,5 мин, а в инженерной модели,– что это происходит мгновенно.

СТО Газпром 2 2.3 Вариант А – закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа Рисунок Г.2 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода Вариант А – закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа Рисунок Г.3 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода Вариант Б – закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км от места аварии. Конечно разностная методика Рисунок Г.4 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода Вариант Б – закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км Рисунок Г.5 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода СТО Газпром 2 2.3 Г.2 Разгерметизация нитки многониточного газопровода при открытых кранах на пере мычках Исходные данные:

– коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;

d0 – внутренний диаметр трубы, м;

Р1 (Па), Т1 (°К) – средние давление и температура для первого аварийного участ ка газопровода;

Q – производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;

Рн, Рк – давления в начале и конце газопровода до его разрыва, Па;

– плотность газа при нормальных условиях, г/м3;

L1, L2 – расстояния от места разрыва до КС1 и КС2 соответственно, м;

х1, х2 – расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;

k – показатель адиабаты газа, б/р.

Искомые параметры:

G1(t) – массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, кг/с, М1, М2 – полная масса газа, выброшенного из первого и второго аварийного участка соответственно, кг.

Порядок расчета Разгерметизация многониточного газопровода рассчитывается в предположении, что число ниток две и более (N 2).

Моделируется разрыв участка многониточного газопровода на перегоне между ком прессорными станциями КС1 и КС2 на расстоянии L1 (м) от КС1 (рисунок Г.6). Направление движения газа слева направо.

Рисунок Г.6 – Обобщенная схема многониточного газопровода Сценарий аварии соответствует таковому для однониточного газопровода. Аварийным участком считается участок А С (рисунок Г.7) от места разрыва многониточного трубопрово да до компрессорной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места разрыва до КС1, соответственно под вторым аварийным участком – участок от места разрыва до КС2). Аварийной секцией считается участок Б С (рисунок Г.7) от места разрыва до ближай шего линейного крана на крановом узле (если линейный кран отсутствует или не может быть закрыт, – под аварийной секцией понимается весь аварийный участок, и расчет истечения ведется только по формулам первого этапа).

Рисунок Г.7 – Эквивалентная схема многониточного газопровода для расчета Характер истечения при аварии многониточного газопровода определяется соотношени ем между суммарной пропускной способностью всех ниток и расходом при установившемся течении газа в аварийной секции от места разрыва до ближайших перемычек между нитками (на рисунке Г.7(а) – участок между точками Б–С). Если секция достаточно длинная, то падение давления в ней за счет трения велико и, соответственно, квазистационарный расход мал.

Считаем, что истечение из многониточного газопровода эквивалентно истечению из трубы с переменным (в месте соединения ниток перемычками) сечением. Истечение рассчи тывается по эквивалентной модели, которая многониточную систему от КС до последних СТО Газпром 2 2.3 перед разрывом перемычек аппроксимирует «толстой» трубой А Б (рисунок Г.7(б)) с эквива лентным сечением, равным сумме поперечных сечений всех ниток, и патрубком Б С от кра нового узла с перемычками до места разрыва.

В начале истечения реализуется переходный процесс формирования квазистационар ного распределения скорости по длине аварийной секции (патрубка), а затем при его дости жении расход газа далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами фор мирования течения газа в «толстой» трубе (участок А Б на рисунке Г.7(б)) до времени пере крытия запорных кранов Лi.

Расчет истечения газа для каждой из аварийных участков выше и ниже по потоку газа от места разрыва производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается аварийный рас ход газа от момента аварии до момента закрытия линейных кранов Л1 и Л2. На втором – ава рийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия линейного крана на аварийной секции) до его полного истечения.

Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии до отсечения аварийной секции tл (на примере расчета для первого аварийного участка) а) Расчет параметров истечения для переходного процесса Протяженность первого аварийного участка рассчитывается по формуле (см. рисунок Г.6) Давление Р0 в момент аварии в точке разрыва газопровода определяется по формуле Расход газа G1(t) (кг/с) при t больше 0,1(с) для первого аварийного участка протяжен ностью L1 задается формулой МГ – масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг, определя ется из формулы Знак «плюс» применяется при расчете МГ в первом аварийном участке газопровода, знак «минус» используется при расчете МГ во втором аварийном участке. Предполагается, что отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до полного опорожнения второго аварийного участка (т.е. предполагается, что МГ >0).

Мкс – масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КС1 до момента отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения КС, т.е. tл < t21, то время t21 в нижеприведенной формуле заменяется на tл) рассчитывается по формуле где GКС – производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации, вычисляемая как GКС =, где – плотность газа при нормальных условиях (для мета на 0,7168 кг/м3);

Р1 – среднее давление для первого аварийного участка газопровода, Па;

T1ср – средняя температура газа в первом аварийном участке газопровода в момент ава рии, К;

Z 0 – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р1 и T ср.

Величина МН (кг) рассчитывается по формуле L – постоянная времени, с, задается выражением a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, определяется по формуле G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).

Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение разрыва значения GСТАЦ, кг/с, которое определяется по формуле СТО Газпром 2 2.3 где vn – скорость газового потока в районе перемычек между нитками (точки А1 и А2), необхо димая для существования стационарного режима истечения, задается выражением где М – число Маха в рассматриваемой точке газового потока;

a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с.

Значение времени, при котором расход сравнивается с GСТАЦ, определяется как tСТАЦ.

Число Маха определяется из решения следующего уравнения б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за счет установления течения в «толстой» трубе. При этом считается, что длина вышеупомяну той эквивалентной «толстой» трубы равна LК1 (см. рисунок Г.6), а эквивалентный диаметр вычисляется из соотношения Тогда расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной секции после завершения переходного процесса при t tСТАЦ задается формулой где tСТАЦ – время достижения квазистационарного режима истечения, с;

СТАЦ – постоянная времени, с;

Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации ава рии и закрытия линейных кранов на примере первой аварийной секции протяженностью х Расход газа G2(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части (t > tл) задается формулой x – постоянная времени, с, вычисляется по формуле Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из второго аварийного участка газопровода.

Пример расчета В качестве примера на рисунке Г.8 приведен график зависимости расхода газа от вре мени для аварийной секции вверх по потоку при рабочих давлениях 7,5; 12,0 МПа.

В качестве исходных данных были значения из примера Г.1. Количество параллельных ниток в расчетах принималось N = 3 и N = 5.

Рисунок Г.8 – График зависимости расхода газа от времени для аварийной секции вверх Г.3 Разгерметизация технологической линии на площадочных сооружениях (на примере КС) Исходные данные:

– коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;

Lмг, Dмг – длина и внутренний диаметр трубы МГ, м;

T0 – средняя температура газа в МГ на входе площадочного сооружения, К;

Р0 – давление в МГ на входе площадочного сооружения до аварии, Па;

– плотность газа при нормальных условиях (г/м3);

СТО Газпром 2 2.3 LМГ – длина магистрального газопровода, подводящего газ к площадочному объекту (КС, ГРС или АГНКС), м;

L1 – длина участка подводящей однородной трубы (с одинаковым диаметром) от узла подключения МГ (кранового узла) до труб обвязки оборудования площадочного объекта, м;

d0 – внутренний диаметр патрубка, м;

k – показатель адиабаты газа, б/р.

Искомые параметры:

G1(t) – массовый расход, (кг/с).

Порядок расчета Участок трубопровода от МГ до места разрыва на площадочных сооружениях КС, ГРС и АГНКС может состоять из нескольких участков с различным диаметром труб исхо дя из технологической схемы объекта. При этом характер истечения при аварии на пло щадочных сооружениях определяется наименьшей пропускной способностью участка труб с максимальным гидравлическим сопротивлением. Если гидравлическое сопротив ление участка достаточно велико, то падение давления в нем за счет трения велико и истечение газа быстро переходит в установившийся квазистационарный режим, при этом квазистационарный расход мал.

Рассмотрим аварию на примере КС (рисунок Г.10). На формирование аварийного выброса сильно влияет, с какой («низкой» или «высокой») стороны от КС произошла авария. При аварии с «высокой» стороны может реализоваться два варианта:

а) авария между ГПА и отсечным клапаном, б) авария между отсечным клапаном и крановым узлом Кр8.

Авария типа а) очень быстро обнаруживается, локализуется без крупных последствий и больших выбросов газа. С точки зрения оценки риска рассматривать эту ситуацию нецелесо образно. Авария типа б) может быть оценена по методике Г.1 приложения Г.

При аварии с «низкой стороны» истечение может быть рассчитано по эквивалентной модели «толстая труба – патрубок», в которой МГ является «толстой» трубой А Б (рисунки Г.9, Г.10) с присоединенным к ней патрубком Б С от МГ до места разрыва. В качестве патруб ка принимается однородный участок с наибольшим гидравлическим сопротивлением.

В начале истечения реализуется переходный процесс формирования квазистационар ного распределения скорости по длине (патрубка), а затем при его достижении расход газа далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами формирования течения газа в «толстой» трубе МГ (участок А Б на рисунке Г.11) до времени перекрытия запорного крана Кр7 (рисунок Г.9).

Рисунок Г.9 – Эквивалентная схема основного потока газа на типовой КС Рисунок Г.10 – Схема возможной аварии на площадочных сооружениях КС, ГРС и АГНКС Рисунок Г.11 – Эквивалентная схема аварии на площадочных сооружениях КС, ГРС СТО Газпром 2 2.3 Расчет истечения газа производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается аварий ный расход газа от момента аварии до момента закрытия линейного крана Кр7. На втором – ава рийный расход газа из отсеченной секции до его полного истечения.

Этап I. Расчет истечения газа от момента аварии до отсечения аварийного участка от МГ а) Расчет параметров истечения для переходного процесса установления квазистацио нарного профиля давления в патрубке.

Расход газа G1(t) (кг/с) при формировании квазистационарного течения газа в патруб ке протяженностью L1 задается формулой МГ – масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг, определя ется по формуле Z 0 – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р0 и Т0.

Величина МН (кг) рассчитывается по формуле L – постоянная времени, с, рассчитывается по формуле a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается формулой G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, вычисляется по формуле Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).

Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение разрыва значения GСТАЦ, кг/с, которые рассчитывается по формуле где vП – скорость газового потока в начале участка с максимальным гидравлическим сопро тивлением (точка Б на рисунке Г.11), необходимая для существования стационарного режима истечения, задается выражением где М – число Маха в рассматриваемой точке газового потока;

a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с.

Число Маха определяется из решения следующего уравнения б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения.

После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за счет установления течения в «толстой» трубе МГ. Тогда расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной секции после завершения переходного процесса при t tСТАЦ задается формулой где tСТАЦ – время достижения квазистационарного режима истечения, с;

стац – постоянная времени, с, определяется по формуле Этап II. Расчет массового расхода газа после локализации аварии и закрытия линейных кранов Расход газа G2(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия запорного крана (t > tзакрытия) задается формулой СТО Газпром 2 2.3 x – постоянная времени, с, определяется по формуле Г.4 – Частичная разгерметизация газопровода dэкв – эквивалентный диаметр разрыва, м;

d0 – внутренний диаметр трубы, м;

Р0 – давление в месте разрыва газопровода, Па;

T0 – температура газа в газопроводе, К;

k – показатель адиабаты газа, б/р.

G – массовый расход газа при частичном разрыве, кг/с.

Под частичной разгерметизацией газопровода понимается обрыв штуцера, бобышки, свищ, трещина длиной до 25 % от диаметра трубы, если площадь сечения разрыва Sp не пре вышает 10 % площади сечения газопровода.

Массовый расход газа при частичной разгерметизации G, кг/с, определяется по формуле где – коэффициент расхода, б/р, определяется по формуле (Г.53);

Sp – площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).

Площадь сечения разрыва Sp, м2, если она задана как доля сечения трубы, определя ется по формуле где – доля сечения трубы, б/р, определяется из данных об аварии;

d0 – внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах газопровода.

Эквивалентный диаметр разрыва dэкв, м, определяется по формуле где Sp – площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).

Соотношение, б/р, определяется по формуле где dэкв – эквивалентный диаметр разрыва, м, определяется по формуле (Г.51);

d0 – внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах газопровода.

Коэффициент расхода, б/р, определяется по формуле где – соотношение, б/р, определяется по формуле (Г.52).

СТО Газпром 2 2.3 Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого продукта при разгерметизации конденсатопродуктопроводов Д.1 Полный разрыв трубопровода При разрыве (или разрушении) трубопровода, транспортирующего вскипающую жидкость, в нем инициируется целая совокупность взаимосвязанных и взаимообусловлен ных процессов. В начальный момент времени происходит полный разрыв трубопровода. В результате от места разрыва по трубопроводу распространяются волны разгрузки. Давление в этих волнах падает и скорость транспортируемого продукта изменяется: в участке до места разрыва среда ускоряется, а в участке после него замедляется до такой степени, что имеет место обратный сток. В первые мгновения после разрушения, пока идет разгрузка на месте разрушения, происходит выброс жидкой фазы с очень большой интенсивностью, выбро шенный на этой стадии продукт, вскипает за пределами трубопровода. После спада давле ния вскипание жидкой фазы происходит уже внутри трубы, и на выходе наблюдается двух фазный поток. Интенсивность этого потока зависит от целого ряда факторов: начального состояния вскипающей жидкости, ее свойств, расположения зоны вскипания (фронт вски пания) в трубопроводе. При этом следует отметить, что у интенсивности истечения двухфаз ного потока имеется определенный предел (запирание потока), по достижению которого эта интенсивность перестает расти, даже если и дальше уменьшать давление, создающее градиент для выброса.

Следует отметить, что интенсивность истечения в режиме запирания зависит как от начального состояния, в котором среда находилась перед выбросом, так и от свойств веществ.

Если непосредственно перед выбросом вещество находилось в жидкой фазе при температуре насыщения, то интенсивность выброса будет зависеть только от этой температуры насыще ния (или от соответствующего ей давления). В рассматриваемой ситуации, когда непосред ственно перед выбросом среда находится только в жидкой фазе, при истечении в запирающем режиме сначала имеет место именно такой, максимальный расход, затем интенсивность пото ка на выходе из трубопровода снижается. В частности, это может быть обусловлено тем, что на срезе трубопровода, непосредственно перед выбросом, будет находиться среда с темпера турой меньшей, чем та, что была у изначально транспортируемой жидкой фазы. Такая ситуа ция может возникнуть, если фронт вскипания будет находиться не непосредственно у среза, а в глубине трубы на некотором расстоянии от него.

Фронты вскипания действительно могут перемещаться вглубь трубы от места, где про изошла разгерметизация. Такое перемещение возможно только при условии, что скорость движения фронта относительно среды будет больше скорости движения самой среды. Вски пание происходит там, где давление падает до давления насыщения. Распространению фрон тов вскипания в трубах способствуют ровные участки, в которых отсутствует движение среды и давление близко к давлению насыщения. Перемещению фронтов вскипания препятствуют столбы жидкости и нагнетание в трубопровод новых объемов жидкого продукта; в этом слу чае фронт вскипания, распространяющийся от места разрушения, может остановиться в некотором поперечном сечении трубопровода.

Таким образом, при разрушении трубопровода можно выделить следующие режимы:

непосредственно сразу после разрушения трубопровода очень непродолжительное время имеет место выброс жидкой фазы с высокой интенсивностью;

двухфазный выброс на стадии циркуляции по трубопроводу волн давления;

истечение двухфазного потока в установившемся режиме на стадии работы насосов и неперекрытых задвижек;

истечение двухфазного потока только из отсеченного участка за счет избыточного давления, причем в этом случае можно выделить два варианта:

а) первый, когда над местом разрушения существует столб жидкости, который не позволяет зоне вскипания распространиться от места разрушения;

б) второй, когда участок трубопровода достаточно ровный и в этом случае зона вскипа ния может распространиться на весь трубопровод;

завершение режима двухфазного истечения за счет избыточного давления, суще ствовавшего в трубопроводе; при этом, так же как и в предыдущем режиме, существует два варианта:

а) первый, после того, как существовавший над местом разрушения столб жидкости вытек, из трубопровода в окружающую среду поступает лишь газовая фаза, которая образова лась внутри трубы в «газовых подушках» наряду с образующейся от кипения и испарения жидкости фазой, оставшейся в «карманах», созданных рельефом трассы; не исключен и выброс отдельных объемов жидкости из таких «карманов»;

б) второй, когда давление в достаточно ровном участке трубопровода упало до давле ния окружающей среды и при этом жидкая фаза, оставшаяся в трубе, охладилась до темпера туры кипения; в этом случае из разрушенного трубопровода будет идти эмиссия паров транс портируемого продукта и истечение жидкой фазы за счет действия силы тяжести в режиме неполного перекрытия сечения жидкостью.

СТО Газпром 2 2.3 Для прогнозирования последствий аварий на конденсатопродуктопроводе следует рас сматривать лишь те из перечисленных режимов выброса, которые дают определяющий вклад в формирование облаков, способных распространяться от места аварии. Для формирования такого облака необходимо, с одной стороны, наличие высокой интенсивности выброса, а с другой стороны – достаточно долгое время существования выброса. Такому критерию удовле творяют два режима:

режим до отсечения аварийного участка задвижками при продолжающейся закачке продукта в трубопровод (напорное истечение);

режим самотечного истечения до тех пор, пока в трубопроводе на месте разрушения имеется избыточное давление и жидкая фаза (самотечный режим).

При этом в качестве значения расхода в месте разрушения нужно использовать интенсив ность расхода в запирающем потоке, соответствующую максимально возможному значению.

Исходные данные:

d0 – внутренний диаметр трубопровода, м;

Lтр – полная длина трубопровода, м;

хразр – расстояние от начала трубопровода до места аварии, м;

h(x) – профиль трассы, м;

где х – расстояние по трассе трубопровода от 0 до Lтр,м;

P(x) – профиль давления в трубопроводе, Па;

ТТР – температура транспортируемого жидкого продукта, К;

Н – напорная характеристика насосов (насоса) на входе, м;

zтр – размер шероховатости внутренней поверхности трубы;

xi – координаты расположения задвижек по трассе, м;

tоткл – время, за которое происходит отключение насосов и прекращается подача в трубо провод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода;

Рнасыщ – давление насыщенных паров транспортируемого продукта при температуре Ттр, Па;

Ср – теплоемкость жидкой фазы;

vL(T) – температурные зависимости удельного объема жидкой фазы;

hL(T) – энтальпия жидкой фазы;

Pнасыщ(T) – связь давления насыщения с температурой;

v = (G, P ) = 2 ( + 2 + 2q 2 (hL (Tтр ) + vL hL )) – уравнение связи удельного объема двухфазной смеси с давлением в зависимости от некоторого параметра G. Давление входит в функцию, через (T), vL(T), hL(T) и при замене Т по зависимости P = Pнасыщ(T);

Pа – атмосферное давление, Па;

– плотность транспортируемой жидкой фазы, кг/м3;

Pвх – давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;

Рнасос – давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;

N – количество этапов истечения, характеризующихся разной величиной осредненной в пределах этапа интенсивностью выброса;

Искомые параметры:

Gвыбр(k) – значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода для каж дого k го этапа выброса (k = 1, …, N), кг/с;

выб(k) – массовые доли газовой фазы на каждом этапе выброса, б/р;

Gпролив(k) – интенсивности поступления жидкости в пролив на каждом этапе выброса, кг/с;

Tвыбр(k) – температуры на каждом этапе выброса, К;

t(k) – длительности k го этапа выброса, с.

Порядок расчета Д.1.1 Расчет истечения жидкости, транспортируемой по конденсатопроводу, при условии что жидкость не вскипает при сбросе давления до величины Рa.

Расчет истечения состоит из следующих шагов:

Шаг 1. Проверяется условие невскипания транспортируемой жидкой фазы при сбросе давления, т.е. выполнения неравенства Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца трубо провода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода, рассчитывается по формуле Шаг 3. По известному профилю трассы h(x) определяется hразр = h(xразр) уровень высотной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д.1).

Шаг 4. Определяется hмакс максимальная высота трассы на участке от места разрыва до конца трассы по формуле и отметка, на которой достигается эта высота xмакс (рисунок Д.1).

Шаг 5. Определяются координаты близлежащих задвижек – до и после места разруше ния – xдо и xпосле. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале кон СТО Газпром 2 2.3 денсатопродуктопровода), то хдо = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения (разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то хпосле = Lтр (рисунок Д.1).

Шаг 6. Определяется максимальная высота трассы hмакс (1) на участке от хдо до места разрыва и координата этой точки по трассе xмакс (1) (рисунок Д.2).

Шаг 7. Определяется максимальная высота трассы hмакс (1) на участке от места разры ва до хпосле и координатa этой точки по трассе xмакс (1) (рисунок Д.2) по формуле Шаг 8. Определяется последовательность из N локальных максимумов, спускающих ся от xмакс (1) к месту аварии xмакс (к) и высотные отметки в этих точках hмакс (к) (рисунок Д.2) по формуле Шаг 9. Определяется последовательность из N локальных максимумов, спускающих ся от xмакс (1) к месту аварии xмакс (к) и высотные отметки в этих точках hмакс (к) (рисунок Д.2) по формуле Шаг 10. Определяются массы жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после, которые способ ны вытечь из двух участков конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения: из участка, расположенного до места аварии, и из участка, расположенного после (процедура определения этой величины приведена далее в разделе Д.1.3 («Определение массы, способной вытечь из трубопровода в самотечном режиме (после отключения насосов»).

Шаг 11. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуемое значение – N = Выделяется первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отключения насосов и перекрытия задвижек.

Выделяются второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …,N) – это этапы самотеч ного истечения – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после с обоих концов трубопровода.

Шаг 12. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе по формуле Рисунок Д.1 – Схема расположения места разрушения, близлежащих задвижек и перевальной точки (на участке после места разрушения) Рисунок Д.2 – Схема определения последовательности сходящихся к месту СТО Газпром 2 2.3 Величина Gвыбр до определяется как решение следующей системы уравнений где Рвх – давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму пере качки от насосов (насоса) до места разрыва;

Рнасос – давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;

uдо(1) – скорость транспорта на участке до места разрушения.

Величина Gвыбр после определяется как решение следующей системы уравнений Gпосле (1) = 0,25d0 uпосле (1), где uпосле(1) – скорость транспорта на участке после места разрушения.

Шаг 13. Определяется расход Gвыбр(k) на этапах самотечного истечения (k = 2, …, N) в случае если не происходит вскипание жидкости по формуле Величина Gвыбр до(k) определяется как решение следующей системы уравнений Величина Gвыбр после(k) определяется как решение следующей системы уравнений Gпосле (k ) = 0,25d0 uпосле (k ), где xдо (k) и xпосле (k) – координаты на начало k го этапа движущихся поверхностей раздела «жидкий продукт газ» в отрезках трубы, расположенных до и после места разрушения.

Для k = Для k = 3,… 5 величины xдо(к) и xпосле(к) вычисляются по формулам где lдо(k) и lпосле(k) – суммарная протяженность «карманов» на участках до и после места разрушения, где может остаться транспортируемая жидкая среда при истечении на k ом этапе (на рисунке Д.3 представлена графическая интерпретация формул (Д.17 – Д.18), она показы вает, как за один k й этап длительностью t(k) в конденсатопродуктопроводе происходит пере мещение поверхностей раздела «жидкий продукт газ»).

Длительность k го этапа определяется следующим образом:

если Мвозм. до (к) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода до места разруше ния к началу k го этапа уже закончился; то длительность вычисляется по формуле если Мвозм. до (k) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода после места разру шения к началу k го этапа уже закончился, то длительность вычисляется по формуле если Мвозм. до (к) и Мвозм. после (k) не равны нулю, то t(k) определяется следующим образом:

СТО Газпром 2 2.3 где Мвозм. до (к) и Мвозм. после (k) – массы транспортируемого жидкого продукта, сток которых возможен после начала k го этапа самотечного истечения. При k = Рисунок Д.3 – Схема перемещения поверхности раздела «жидкий продукт газ» от начала Д.1.2 Расчет истечения при условии, что жидкость, транспортируемая по конденсатопро дуктопроводу, может вскипать при сбросе давления до величины Ра Шаг 1. Подтверждается условие вскипания транспортируемой жидкой фазы при сбро се давления, т.е. выполнения неравенства Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца тру бопровода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода Шаг 3. По известному профилю трассы h(x) определяется hразр = h(Хразр) уровень высот ной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д.1).

Шаг 4. Определяются координаты близлежащих задвижек – до и после места разруше ния – xдо = 0 и xпосле. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале конденсатопродуктопровода), то xдо = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения (разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то xпосле = Lтр (рисунок Д.1).

Шаг 5. Определяют Мвозм. до – массу жидкого продукта, которая может вытечь из участ ка до места разрушения и Мвозм. после – массу жидкого продукта, которая может вытечь из участка после места разрушения (приложение Д.1.3).

Шаг 6. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуется выбрать N = 3, если перепад высот на отсеченном аварийном участке составляет более 10 м:

первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю чения насосов и перекрытия задвижек;

второй, третий этапы (k = 2, N) – этапы самотечного истечения – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после с обоих концов трубопровода, причем третий этап представляет собой сток жидкой фазы уже лишь из одного конца трубопровода, сток жидкого продукта из второго уже закончился.

Рекомендуется выбрать N = 5, если перепад высот на отсеченном аварийном участке составляет менее 10 м:

первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю чения насосов и перекрытия задвижек;

СТО Газпром 2 2.3 второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …, N) – этапы самотечного истечения – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируе мого жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после с обоих концов трубопровода.

Шаг 7. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе по формулам Шаг 8. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором и третьем эта пах для случая N = если сначала происходит сток на участке после места аварии и если сначала происходит сток на участке до места аварии.

Шаг 9. Определяются интенсивность выброса и длительность на втором, третьем, четвертом и пятом этапах для случая N = 5 (перепад высотных отметок по трассе отсеченного участка менее 10 м).

Шаг 9.1 Определяется интенсивность выброса вначале каждого этапа по формулам здесь для каждого отрезка трубы рассматривается по две интенсивности истечения тания и образуют приведенные выше четыре варианта расхода.

Шаг 9.2 Определяется давление Рразр до (k) и Рразр после (k) на месте выброса (срезе трубо провода) на участках до и после места разрушения, для этого решаются две системы уравнений где – предполагающиеся известными зависимости, получаемые на основании исходных зависимостей (T), hL(T), vL(T) на линии насыщения Т = Тнасыщ(Р).

В парных системах уравнений (Д.39 и Д.40) неизвестными являются v и P, т.е.

v(Рразр до(k)) и Рразр.до(k) или, соответственно, v(Рразр после(k)) и Рразр после(k)).

Шаг 9.3 Определяется протяженность зоны (расстояние от места разрушения до фрон та вскипания) двухфазного потока Lдо(k) и Lпосле(k) в каждом из отсеченных участков.

СТО Газпром 2 2.3 Переменные, использованные в уравнениях (Д.42 и Д.43), полностью аналогичны переменным, описанным в на предыдущем шаге 9.2, = 0,003.

Шаг 9.4 Определяется давление на задвижках, отсекших аварийный участок, Рдо(k) и Рпосле(k) если Lдо(k) > хразр – xзадвижка до;

если Lпосле(k) > xзадвижка после – хразр.