Приказ Ростехнадзора от 22.12.2022 № 454

«Об утверждении Руководства по безопасности „Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа“»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ

от 22 декабря 2022 г. № 454

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА»

В соответствии с пунктом 5 статьи 3 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», пунктом 1 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401, приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа».

2. Признать утратившим силу приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2018 г. № 647 «Об утверждении Руководства по безопасности „Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа“.»

Руководитель А. В. Трембицкий

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 декабря 2022 г. № 454

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа» (далее — Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (далее — Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»), утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533, зарегистрированным Минюстом России 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 июля 2013 г. № 306, зарегистрированным Минюстом России 20 августа 2013 г., регистрационный № 29581, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2020 г. № 517, зарегистрированным Минюстом России 23 декабря 2020 г., регистрационный № 61745, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. № 420, зарегистрированным Минюстом России 11 декабря 2020 г., регистрационный № 61391, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 536, зарегистрированным Минюстом России 31 декабря 2020 г., регистрационный № 61998, а также иных федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, регулирующих вопросы безопасной эксплуатации опасных производственных объектов (далее — ОПО) магистральных трубопроводов, в том числе магистральных газопроводов (далее — ОПО МГ).

2. Руководство содержит рекомендации по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий (далее — анализ риска аварий) в отношении объектов линейной части (далее — ЛЧ) и площадочных объектов ОПО магистрального трубопроводного транспорта газа.

Руководство содержит рекомендации по методическим подходам, термины и определения, а также описание процедур проведения и оформления результатов количественного анализа риска аварий (далее — КолАР) на ОПО МГ, которые используются при разработке:

проектной документации на строительство или реконструкцию ОПО МГ;

документации на техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию ОПО МГ;

декларации промышленной безопасности ОПО МГ;

обоснования безопасности ОПО МГ;

плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО МГ;

плана мероприятий по снижению риска аварий и других документов в составе документационного обеспечения систем управления промышленной безопасностью.

3. Руководство рекомендуется использовать в качестве основы для разработки отраслевых методических рекомендаций, руководств и методик по проведению анализа риска аварий на ОПО МГ. Рекомендации по анализу риска аварий при необходимости могут дополняться и уточняться в соответствующих руководствах по безопасности, отражающих отраслевую специфику и технологические особенности ОПО МГ.

4. В Руководстве используются термины, определения и сокращения, приведенные в приложении № 1.

II. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5. Анализ риска аварий на ОПО МГ является элементом системы управления промышленной безопасностью в эксплуатирующих организациях и представляет собой циклическую процедуру, включающую систематизацию всей доступной информации о состоянии ОПО МГ и его окружения с точки зрения промышленной безопасности, идентификацию опасностей, оценку риска аварий, анализ полученных показателей риска, разработку рекомендаций по снижению риска и проверку эффективности этих рекомендаций в следующем цикле анализа ОПО МГ.

6. Основное назначение анализа риска аварий заключается в предоставлении лицам, принимающим решения:

объективной информации о состоянии промышленной безопасности ОПО МГ;

сведений о наиболее опасных составляющих ОПО МГ;

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

обоснованных рекомендаций по уменьшению риска;

обоснованных рекомендаций по распределению материальных и финансовых ресурсов, направляемых на повышение уровня безопасности ОПО МГ.

7. Цели и задачи анализа техногенного риска на разных этапах жизненного цикла ОПО МГ различаются и конкретизируются для каждого этапа.

8. На этапе разработки проектной документации на строительство ОПО МГ целями анализа риска аварий являются:

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

обеспечение информацией для разработки инструкций, технологических регламентов и планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварии (далее — ПМЛЛПА) на проектируемом ОПО МГ;

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

обеспечение информацией в соответствии с Порядком оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечнем включаемых в нее сведений, утвержденным приказом Ростехнадзора от 16 октября 2020 г. № 414, зарегистрированным Минюстом России 17 декабря 2020 г., регистрационный № 61526, для разработки декларации промышленной безопасности (далее — ДПБ);

обеспечение информацией для разработки перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО в составе проектной документации;

обеспечение информацией для разработки СТУ.

9. На этапе ввода в эксплуатацию ОПО целями анализа риска являются:

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

проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности;

разработка и уточнение инструкций по вводу в эксплуатацию.

10. На этапе эксплуатации ОПО МГ целями анализа риска являются:

проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности;

получение новой или уточнение существующей информации об основных опасностях и рисках на ОПО для персонала, населения и окружающей природной среды, в том числе при разработке вновь ДПБ, разработке паспортов безопасности и ОБ ОПО МГ;

расстановка приоритетов при направлении имеющихся в эксплуатирующей организации ограниченных ресурсов на техническое обслуживание и обновление оборудования с целью оптимального распределения средств по составляющим ОПО МГ в соответствии с уровнями рассчитанного для них риска;

разработка рекомендаций и мероприятий по снижению риска;

совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, уточнение ПМЛЛПА <1> ОПО МГ;

<1> При уточнении ПМЛЛПА должны использоваться готовые результаты анализа риска из ДПБ в части сценариев аварий и размеров зон поражения.

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

11. При реконструкции и техническом перевооружении ОПО МГ целями анализа риска являются:

обеспечение информацией для разработки ДПБ, перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО, ОБ или СТУ в составе проектной документации, документации на реконструкцию, техническое перевооружение ОПО МГ;

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

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

уточнение инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, ПМЛЛПА <2>.

<2> При уточнении ПМЛЛПА должны использоваться готовые результаты анализа риска из ДПБ в части сценариев аварий и размеров зон поражения.

12. При капитальном ремонте на ОПО МГ целями анализа риска являются:

выявление специфических опасностей ремонтных работ;

уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО МГ с учетом изменений в результате капитального ремонта технико-технологических характеристик и технического состояния ОПО и технологически сопряженных объектов;

обеспечение информацией для разработки ОБ ремонтируемого ОПО МГ;

уточнение технологических регламентов и инструкций, связанных с капитальным ремонтом.

13. На этапах консервации и ликвидации ОПО МГ целями анализа риска являются:

выявление специфических опасностей, характерных для консервации и ликвидации ОПО, расчет показателей риска аварий с учетом этих опасностей;

обеспечение информацией для разработки ДПБ или ОБ в составе документации на консервацию или ликвидацию ОПО МГ;

разработка и уточнение инструкций по консервации и/или ликвидации ОПО МГ.

III. СТРУКТУРА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РИСКА АВАРИЙ

14. Показатели риска аварии на ЛЧ МГ и площадочных объектах количественно характеризуют опасность аварии, используются для ранжирования составляющих ОПО МГ по степени опасности и обоснования приоритетов в мероприятиях по обеспечению безопасного функционирования ОПО МГ (риск-ориентированный подход).

Перечень показателей риска, вводимых настоящим Руководством, приведен в таблице № 1, порядок их расчета предложен в главах V, VI. Расчет не указанных в таблице № 1 итоговых показателей риска аварии (потенциального, индивидуального, коллективного, социального) рекомендуется осуществлять по формулам, изложенным в Руководстве по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

Таблица № 1

Показатели риска аварии, введенные настоящим Руководством

IV. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ

При проведении КолАР рекомендуется следовать основным этапам количественного анализа риска аварий на ОПО, которые приведены в Руководстве по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

V. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ РИСКА АВАРИЙ НА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Общий алгоритм количественного анализа риска аварий на линейной части магистральных газопроводов

15. Общий алгоритм поэтапного количественного анализа риска аварий на ЛЧ МГ приведен в Руководстве по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387. Полнота выполнения этапов анализа определяется целями и задачами конкретного задания по анализу риска.

Алгоритмы выполнения этапов и подэтапов описаны в разделах 2 - 9 главы V.

16. При проведении анализа риска аварий на ЛЧ МГ под аварией на ЛЧ МГ понимается разрыв газопровода на полное сечение с выбросом природного газа с воспламенением или без воспламенения в окружающую среду.

2. Планирование и организация работ

17. Исходными информационными материалами для выполнения этапа «Планирование и организация работ по анализу риска на ЛЧ МГ» являются:

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

информация о фоновом риске техногенных происшествий для населения и персонала в регионах размещения трасс(ы) анализируемого МГ, предельно допустимом риске для населения и персонала.

Последовательность выполнения этапа отражена в пунктах 18 - 22.

18. Анализ технического задания. Типовыми работами, указываемыми в ТЗ, как правило, являются:

разработка вновь ДПБ для действующих МГ;

разработка ДПБ, перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО в составе проектной документации, ОБ и/или СТУ в составе проектной документации/документации на строительство, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию или ликвидацию МГ в целом или отдельного участка МГ;

разработка перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО в составе проектной документации, СТУ, ОБ в составе проектной документации на капитальный ремонт МГ в целом или отдельного участка МГ;

разработка паспортов безопасности на участки действующих МГ;

разработка ПМЛЛПА для проектируемых и действующих МГ;

проведение КолАР для отдельных участков действующих МГ для обоснования возможности строительства различных объектов вблизи трассы МГ и других целей.

В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ определяются цели, задачи, глубина анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с пунктами 19, 20.

19. Определение цели, задач и глубины анализа риска проводится:

19.1. При разработке ДПБ, ОБ и паспортов безопасности для действующих МГ целью анализа риска является расчет всего спектра показателей риска для всех анализируемых участков МГ и разработка рекомендаций для эксплуатирующей организации по уменьшению риска эксплуатации МГ. Для реализации этих целей рекомендуется выполнять полный цикл КолАР с использованием методических подходов и математических моделей, приведенных или указанных в Руководстве.

19.2. При анализе риска на ранних стадиях проектирования МГ, в частности, на стадии обоснования инвестиций, целью анализа риска является определение только части спектра показателей риска, а именно:

характеристик и степени опасности обращающегося на МГ вещества, ожидаемой частоты аварий на основе использования статистических данных по авариям на аналогичных МГ и построенного дерева отказов для анализируемого газопровода (приложение № 4 к Руководству);

размеров зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий, объемов ущерба и ожидаемого числа пострадавших среди населения на наиболее критичных участках трассы МГ, рассчитываемых для различных вариантов прокладки трассы МГ и вариантов предварительных технических решений по ЛЧ МГ с дальнейшей разработкой рекомендаций по размещению трассы и выбору оптимальных технических решений.

Глубину анализа следует ограничить применением инженерных моделей расчета последствий аварий на ЛЧ МГ, ряд которых приведен или указан в Руководстве.

19.3. При разработке ДПБ, перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО в составе проектной документации, СТУ или ОБ в составе проектной документации на строительство и реконструкцию МГ в целом или отдельного участка МГ и тех же документов (кроме ДПБ) в составе проектной документации на капитальный ремонт целью анализа риска является расчет всех показателей риска (таблица № 1) и разработка рекомендаций по оптимизации технических решений с целью уменьшения риска МГ. Для реализации этих целей рекомендуется выполнить полный цикл КолАР в соответствии с требованиями главы V Руководства.

19.4. При разработке ПМЛЛПА для ЛЧ МГ целью анализа риска является определение характерных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей разработкой организационно-технических мероприятий и плана действий персонала по локализации и ликвидации аварий. ПМЛЛПА следует разрабатывать с использованием готовых результатов анализа риска аварий из ДПБ МГ в части рассмотренных в ней сценариев аварий и размеров соответствующих зон поражения.

20. Необходимая численность специалистов в составе конкретной группы для выполнения КолАР определяется количеством анализируемых участков МГ с газопроводами-отводами в составе заказанной работы и требуемой, в соответствии с выявленными целями и задачами КолАР, глубиной анализа.

21. Описание анализируемого(ых) участка(ов) МГ и его окружения следует выполнять на основе анализа и систематизации следующих информационных материалов и исходных данных:

общие сведения об эксплуатирующей организации;

технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводами-отводами;

план трасс(ы) участка(ов) МГ с газопроводами-отводами и прилегающей территории (с населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными препятствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);

перечень и конструктивно-технологические параметры газопровода(ов) (название, диаметр, давление, категория участка, протяженность, расстановка линейных кранов, данные по трубам и трубным сталям, изоляционным покрытиям);

описание природно-климатических условий района расположения газопровода(ов);

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

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

сведения об идущих параллельно газопроводу(ам) авто- и железных дорогах, инженерных коммуникациях;

перечень и характеристики подводных переходов газопровода(ов);

перечень и характеристики воздушных переходов газопровода(ов);

перечень пересечений газопровода(ов) с инженерными коммуникациями;

перечень и характеристики наземного оборудования ЛЧ газопровода(ов);

технические характеристики системы линейной телемеханики;

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

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

данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;

данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;

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

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

данные об имевших место авариях на газопроводе(ах);

результаты диагностических обследований ЛЧ газопровода(ов).

22. Обоснование уровней допустимого риска как базы для сравнения с ними расчетных показателей риска после проведения КолАР рекомендуется выполнять отдельно для населения (третьих лиц) и производственного персонала.

Критерии допустимого (приемлемого) риска гибели людей при авариях на ОПО обосновываются в проектной документации исходя из условия непревышения индивидуального риска среднестатистических значений гибели людей в техногенных происшествиях (от неестественных причин).

3. Алгоритм идентификации опасностей с определением сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов

23. При анализе риска МГ в качестве источника опасности идентифицируется непосредственно газопровод, транспортирующий опасное вещество — природный газ. Процедура идентификации в данном случае заключается в определении опасных свойств и параметров состояния транспортируемого газа, расчете количества природного газа в разных секциях МГ, определении возможных причин аварий на разных участках МГ, выделении наиболее опасных для потенциальных реципиентов участков трассы МГ (ПОУ) и определении расчетных сценариев аварий.

24. Состав исходных данных для выполнения данного этапа:

справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение № 2 к Руководству);

технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводами-отводами;

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

перечень и конструктивно-технологические параметры газопровода(ов);

описание природно-климатических условий района расположения газопровода(ов);

Последовательность выполнения этапа отражена в пунктах 25 - 29.

25. На данном этапе «Определение опасных свойств транспортируемого газа» выявляются и перечисляются основные характеристики и опасные свойства природного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке МГ в соответствии с таблицей № 2.

Таблица № 2

Характеристика опасного вещества

26. Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроводе(ах) выполняется при решении вопроса о необходимости разработки ДПБ для рассматриваемого участка МГ, при разработке самой ДПБ, а также при определении класса опасности ОПО.

Расчет выполняется посекционно (отдельно для каждой секции газопровода между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Последовательность расчета приведена в приложении N 3 к Руководству.

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

27. Определение возможных причин и условий возникновения аварий на линейной части магистральных газопроводов.

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

коррозионное растрескивание под напряжением (далее - КРН или стресс-коррозия);

подземная и атмосферная коррозия;

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

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

внутренняя коррозия и эрозия;

циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;

природные воздействия (подвижки грунта из-за оползней, селей, карстов, землетрясений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемерзлых грунтов, обводнение траншей);

нарушения правил технической эксплуатации МГ;

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

противоправные действия.

На данном подэтапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий применительно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты аварий на анализируемом участке МГ с учетом влияния различных факторов на газопровод (подраздел 4.1 раздела 4 главы V Руководства).

28. Предварительная идентификация ПОУ на МГ.

Под ПОУ МГ на данном этапе анализа понимаются участки трассы МГ, аварии на которых могут привести к значительному социально-экономическому ущербу (гибели и травмированию людей), ущербу дорогостоящим компонентам имущественного комплекса и природной среды, а также участки, на которых при техническом диагностировании выявлено значительное количество дефектов.

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

В качестве ПОУ в первую очередь выделяются:

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

Расположение и длина каждого такого участка определяются следующим образом. Серединой участка является точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси МГ из ближайшей к МГ точки рассматриваемого населенного пункта (здания, места скопления людей). Длина участка определяется выражением:

L_{\text{ПОУ}} = 2 \cdot \sqrt{\text{Н}_{\text{кр}}^{2} - L_{\text{нп}}^{2}} , (5.1)

где: Нкр - дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего фактора аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), км;

Lнп - расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке населенного пункта (здания, места скопления людей), км.

б) участки МГ, вблизи которых на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ расположены комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций. Расположение и длина участков определяется, как указано в подпункте "а";

в) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к ним участки МГ длиной по Lажд км в обе стороны от переходов, где Lажд = Нкр.

Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:

а) участки МГ, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;

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

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

г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;

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

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

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

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

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

29. Определение расчетных сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов выполнить с учетом рекомендаций пунктов 30 - 38 Руководства.

30. Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко описывается следующим образом: разгерметизация газопровода с выбросом (истечением) природного газа в окружающую среду -> взаимодействие потока газа с компонентами ОС и его физико-химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии) -> воздействие поражающих факторов на реципиентов -> поражение реципиентов.

Сценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей группы сценариев C1...CI и входящие в них расчетные сценарии C11..C1j..C1J, C21..C2j..C2J, ...., CI1..CIj..СIJ, где i - номер группы сценариев, j - номер сценария в i-ой группе.

31. Группа сценариев аварии - это совокупность сценариев, характеризующихся одним и тем же типом физических проявлений аварии.

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

горение относительно низкоскоростного вертикального или наклонного шлейфа ("колонны") газа, образовавшегося в результате смешения двух струй газа, истекающих из концов разорвавшегося газопровода в едином грунтовом котловане (как правило, в "твердых" грунтах с высокой связностью);

горение двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных, т.е. с углом наклона оси факела к горизонту не более 8° - 10°, или наклонных, т.е. с углом наклона к горизонту более 8° - 10°), истекающих из двух концов (плетей) разрушенного газопровода, вырванных из грунта (как правило, из "слабонесущего" грунта с низкой связностью) на поверхность земли (для подземного МГ) или сорванных с опор (для надземного участка МГ);

рассеивание без воспламенения низкоскоростного шлейфа газа, истекающего из грунтового котлована;

рассеивание без воспламенения двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных или с некоторым углом наклона к горизонту).

В соответствии с указанными типами физических проявлений аварии на ЛЧ МГ рекомендуется учитывать следующие 4 группы сценариев (таблица N 3 Руководства).

Таблица N 3

Группы сценариев аварий на ЛЧ МГ

32. Расчетный j-ый сценарий Cij i-ой группы сценариев - это один из вариантов реализации соответствующей типовой последовательности из приведенной выше таблицы. Такая конкретная реализация может определяться рядом факторов, проклассифицированных в таблице N 4 в соответствии с их влиянием на характер поступления газа в атмосферу ("функцию источника") и на особенности распространения опасных веществ или энергии (например, тепловой радиации, волн сжатия) в окружающей среде.

Таблица N 4

Факторы, определяющие сценарии аварии на ЛЧ МГ

Часть перечисленных факторов являются детерминированными, поскольку связаны с конкретными местными условиями, существующими на анализируемом ПОУ МГ. К ним относятся: расположение ПОУ относительно КС и линейных кранов, фактическое давление газа на ПОУ, шероховатость поверхности. Значения этих факторов для определения расчетного сценария задаются из массива фиксированных исходных данных, описывающих рассматриваемый ПОУ.

Остальные факторы являются случайными величинами, к ним относятся: угол и направление наклона пламени пожара, время перекрытия линейных кранов. Возможные комбинации именно этих факторов определяют многообразие сценариев аварий в составе той или иной группы.

Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ можно выполнять путем варьирования значений следующих факторов (таблица N 5).

Таблица N 5

Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев

Все вышеперечисленные задающие факторы опосредованно или напрямую влияют на конфигурацию и размеры зоны воздействия - термического, токсического, барического, механического (от осколков). Поэтому в конечном итоге каждый идентифицированный в ходе анализа риска МГ расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем случае конфигурацией и размерами зоны воздействия доминирующего поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.

33. При использовании Руководства можно определить число расчетных сценариев путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из таблицы N 5 Руководства.

Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице N 6 Руководства.

Таблица N 6

Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев

34. При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных сценариев {Cij} рассматривается на каждом ПОУ трассы МГ как полная группа несовместных событий при возникновении разрыва газопровода в каждой рассматриваемой точке ПОУ.

35. Состав расчетных сценариев аварий на подводных переходах МГ через естественные и искусственные водные преграды зависит от конструкции и технологии строительства дюкера, а также от глубины водоема в месте возникновения разрыва МГ.

При этом в любом случае среди возможных поражающих факторов аварии на подводном переходе при проведении КолАР учитываются только те поражающие факторы, которые определены в таблице N 4 Руководства для аварий на сухопутных участках. Следующие возможные поражающие факторы аварии на подводном переходе: волна сжатия в воде, высокоскоростная газоводная струя в воде или при выходе на поверхность воды, гравитационная волна на поверхности воды, бурун в зоне выхода газа на поверхность - не учитываются из-за ограниченных масштабов их действия по сравнению с факторами, указанными в таблице N 4 Руководства.

36. Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых участках, а также пойменных или подводных участках в русловой части с глубиной воды не более 5 м состав расчетных сценариев аварии совпадает с составом расчетных сценариев для сухопутных участков МГ в рамках групп C1, C2, C3, C4.

37. Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках с глубиной воды более 5 м состав расчетных сценариев аварии ограничивается сценариями из групп C1 ("Пожар колонного типа") и C3 ("Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа"). При этом из состава возможных поражающих факторов аварии исключаются разлет осколков и воздушная волна сжатия.

38. Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией "труба в трубе", состав расчетных сценариев аварии ограничивается сценариями из групп C2 ("Струевое пламя") и C3 ("Рассеивание струи газа"). При этом, независимо от места разрыва трубы в пределах перехода, принимается, что выход газа в атмосферу имеет место только из концов кожуха в виде одной настильной струи на каждом берегу при одинаковых интенсивностях истечения газа из обоих концов кожуха.

4. Алгоритм оценки ожидаемых частот возникновения аварий и реализации сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов

4.1. Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на линейной части магистральных газопроводов

39. При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на ЛЧ МГ рекомендуется учитывать:

статистические данные по количеству, частоте и причинам аварий на газопроводах с разными технико-технологическими параметрами, эксплуатирующихся в разных ГТО;

влияние на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплуатационных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанных с промышленно-хозяйственной деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило, вдоль трассы МГ.

40. Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот аварий на произвольных участках МГ рекомендуется применять методические подходы, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние на газопровод упомянутых в пункте 39 разнородных факторов.

К преимущественному применению рекомендуется подход, реализующий балльно-факторную оценку ожидаемой частоты аварий на участке газопровода, изложенный в приложении N 5 Руководства и использующий принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ МГ ЕСГ РФ \lambda_{\text{ср}} (выраженной в количестве аварий на 1 000 км в год и определенной за последние 10 лет) с помощью специально выстроенной системы из 7 групп факторов влияния с установленными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов применительно как к сухопутным участкам, так и к подводным переходам МГ. Учитываемые факторы влияния условно разделены на "угрожающие" и "защищающие". К первым относятся внешние агрессивные условия и воздействия окружающей природной и социальной среды, нарушения эксплуатационных требований, ко вторым - конструктивно-технологические решения и комплекс эксплуатационных организационно-технических мероприятий, направленных на сохранение целостности газопровода.

41. В рамках КолАР балльно-факторную оценку ожидаемых удельных частот аварий (\lambda_{n}) на линейной части анализируемого МГ рекомендуется выполнять применительно к заранее выделенным ПОУ данного МГ (пункт 28 Руководства). Рассчитанные для каждого ПОУ значения \lambda_{n} заносятся в таблицу (таблица N 7 с примером ее заполнения).

Таблица N 7

Ожидаемые удельные частоты аварий на потенциально опасных участках МГ

42. Ожидаемая частота fn (1/год) возникновения аварии на n-ом ПОУ длиной Ln определяется по формуле:

f_{n} = \lambda_{n} \cdot L_{n}/1000 ,

где: \lambda_{n} - ожидаемая удельная частота аварий на n-ом ПОУ, 1/(1000 км·год);

Ln - длина n-го ПОУ, км.

4.2. Оценка условных вероятностей и ожидаемых частот реализации расчетных сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов

43. На данном подэтапе КолАР для каждого ПОУ определяются условные вероятности P(Cij|A) реализации каждого расчетного сценария Cij (при условии, что произошел разрыв МГ-событие A) из набора {Cij}, образующего полную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на данном ПОУ условий и факторов, влияющих на возможность реализации того или иного расчетного сценария Cij.

44. Расчет условных вероятностей P(Cij|A) реализации расчетных сценариев Cij аварии выполняется по следующим формулам:

• для сценариев из групп C1, C2 (с возгоранием газа);

P(Cij|A) = P(B|A) · P(Ci|AB) · P(Cij|ABCi), i = 1, 2, (5.2)

• для сценариев из групп C3, C4 (без возгорания газа);

P(C_{ij}|A) = P(\overline{B}|A) \cdot P(C_{i}|A\overline{B}) \cdot P(C_{ij}|A\overline{B}C_{i}),i = 3,4 , (5.3)

где: A - событие, состоящее в возникновении аварии (разрыва МГ);

B - событие, состоящее в возгорании истекающего газа сразу после разрыва МГ;

\overline{B} - событие, состоящее в отсутствии возгорания истекающего газа после разрыва МГ;

Ci - событие, состоящее в реализации хотя бы одного из сценариев группы Ci;

Cij - событие, состоящее в реализации конкретного j-го сценария группы Ci;

P(B|A), P(\overline{B}|A) - условные вероятности, соответственно, возгорания и отсутствия возгорания газа при условии, что произошел разрыв МГ;

P(Ci|AB), P(C_{i}|A\overline{B}) - условные вероятности реализации хотя бы одного из сценариев группы Ci при условии, что произошло (не произошло) возгорание истекающего из разрыва МГ газа;

P(Cij|ABCi), P(C_{ij}|A\overline{B}C_{i}) - условные вероятности реализации конкретного сценария Cij при условии реализации группы Ci при аварии с возгоранием и при аварии без возгорания, соответственно.

При определении условных вероятностей рекомендуется строить дерево событий. На рисунке 1 показан пример упрощенного дерева событий с нанесенными значениями условных вероятностей промежуточных событий применительно к авариям на МГ с условным диаметром 1400 мм. События, относящиеся к каждому узлу ветвления дерева, образуют полную группу событий с суммой условных вероятностей, равной 1.

45. Для определения условных вероятностей P(B|A), P(\overline{B}|A) загорания/незагорания газа рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания газа при разрыве МГ, зависящим, как правило, от условного диаметра МГ. В графах 2 и 3 таблицы N 8 приведены рекомендуемые базовые значения статистических условных вероятностей загорания/незагорания газа.

                         ┌──────────────────────────────┐
                         │A: Авария - разрыв газопровода│
                         └───────────────┬──────────────┘
<pre class="legal-pre">                          _              │
                    1 - P(B|A) = 0,28    │     P(B|A) = 0,72</pre>
                   ┌───────────────────<─┴─>───────────────────────┐
<pre class="legal-pre">      ┌────────────┴──────────┐                     ┌──────────────┴───────────┐
      │   _                   │                     │   B: Загорание газа при  │
      │   B:  Истечение газа  │                     │    разрыве газопровода   │
      │     без возгорания    │                     └─────┬─────────────────┬──┘
      └────────────┬──────────┘                           │                 │ Надземные
                 _ │      _                  Подземный МГ │                 │участки МГ
        P = (C |AB)│P(C |AB)                              │                 │
              3    │   4                   P(C |AB) = 0,2 │  P(C |AB) = 0,8 │
         ┌─────────┴──────────┐               1           \/    2           │
        \/                    \/                ┌────────────────┐          │
┌──────────────────┐ ┌─────────────────┐        \/               \/         \/
│C : Колонный шлейф│ │  C : Истечение  │ ┌────────────┐ ┌─────────────────────┐
│ 3                │ │   4             │ │ C : "Пожар │ │  C : "Две горящие   │
│ газа из котлована│ │ 2-х струй газа  │ │  1         │ │   2                 │
│без воспламенения │ │без воспламенения│ │в котловане"│ │      струи газа"    │</pre>
└────────┬─────────┘ └────────┬────────┘ └──────┬─────┘ └──────────┬──────────┘
<pre class="legal-pre">         │       _            │       _         │                  \/
         │P(C  |ABC ) = 1     │P(C  |ABC ) = 1  │             ┌────────────┐
         │   31    3          │   41    4       │             │            │
        \/                    \/                │             │    C  :    │
┌──────────────────┐ ┌─────────────────┐        │             │     21     │
│        C  :      │ │        C  :     │        │             │(см. таблицу│
│         31       │ │         41      │        │             │    5.6)    │
│(см. таблицу 5.6) │ │(см. таблицу 5.6)│        │             └────────────┘
└──────────────────┘ └─────────────────┘        │</pre>
                         ┌──────────────────────┼─────────────────────┐
<pre class="legal-pre">                         │P(C  |ABC ) = 0,40    │P(C  |ABC ) = 0,30   │P(C  |ABC ) = 0,30
                         │   11    1            │   12    1           │   13    1
                        \/                      \/                    \/
                ┌─────────────────┐   ┌─────────────────┐   ┌─────────────────┐
                │       C  :      │   │       C  :      │   │       C  :      │
                │        11       │   │        12       │   │        13       │
                │(см. таблицу 5.6)│   │(см. таблицу 5.6)│   │(см. таблицу 5.6)│
                └─────────────────┘   └─────────────────┘   └─────────────────┘</pre>

Рис. 1. Упрощенное дерево событий для идентификации сценариев аварий на МГ (здесь P(...|...) — условные вероятности реализации событий, указанных в блоках дерева (значения вероятностей приведены для МГ с Ду 1400 мм))

Таблица № 8

Вероятностные характеристики аварий на МГ

Указанные базовые значения вероятностей P(B|A) и P(\overline{B}|A) загорания/незагорания газа рекомендуется корректировать с помощью коэффициента kзаг, зависящего от имеющего место на данном ПОУ конкретного типа грунта, количества каменистых включений в нем, способных при соударении в потоке газа воспламенить газ:

P'(B|A) = kзаг · P(B|A), (5.4)

P'(\overline{B}|A) = 1 - k_{\text{заг}} \cdot P(B|A) , (5.5)

где: kзаг = 1,3 — для грунтов с каменистыми включениями;

kзаг = 1,2 — для глин;

kзаг = 1,0 — для суглинков;

kзаг = 0,7 — для торфяников, льдистых структур, песков.

В таблице № 8 (в графах 4, 5, 6, 7) также приведены полученные экспертным путем рекомендуемые базовые значения условных вероятностей реализации групп сценариев C1, C2, C3, C4 для МГ разных диаметров. Указанные базовые значения корректируются с помощью коэффициента kгр, зависящего от имеющей место на данном ПОУ степени связности или несущей способности грунта, и определяются по формулам:

P'(C1|AB) = kгр · P(C1|AB), (5.6)

P'(C2|AB) = 1 — kгр · P(C1|AB), (5.7)

P'(C_{3}|A\overline{B}) = k\text{гр} \cdot P(C_{3}|A\overline{B}) , (5.8)

P'(C_{4}|A\overline{B}) = 1 - k\text{гр} \cdot P(C_{3}|A\overline{B}) . (5.9)

где kгр = 1,3 — для грунтов с высокой связностью (глины, скальные грунты). Если при домножении на kгр значение P'(C1|AB) или P'(C_{3}|A\overline{B}) превышает 1, то оно принимается равным 1.

kгр = 1,0 — для грунтов со средней связностью (суглинки);

kгр = 0,7 — для грунтов с низкой связностью (торфяники).

Условные вероятности P(Cij|ABCi), P(C_{ij}|A\overline{B}C_{i}) реализации конкретных расчетных сценариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов (например, из числа перечисленных в таблице № 6), участвующих в формировании набора сценариев. Например, условная вероятность P(C12|ABC1) реализации сценария C12 (таблица № 7) при условии, что реализовался пожар в котловане (C1), определяется как повторяемость скорости ветра в требуемом диапазоне скоростей (например, 8 — 12 м/с) с указанным направлением, получаемая из метеоданных.

Пример расчета условной вероятности реализации сценария C12 (рисунок 2)

P(C₁₂|A) = P(B|A) · P(C₁|AB) · P(C₁₂|ABC₁) = 0,72 · 0,2 · 0,3 = 0,0432, (5.10)

46. Абсолютная частота реализации расчетного сценария Cij на n-ом участке МГ длиной Ln определяется по формуле:

f_{n}^{(ij)} = \lambda_{n} \cdot L_{n} \cdot P(C_{ij}|A)/1000 (5.11)

где: \lambda_{n} — ожидаемая удельная частота аварий на n-ом участке, аварий/(1000 км · год);

Ln — длина n-го ПОУ, км;

P(Cij|A) — условная вероятность реализации сценария Cij, при условии, что на n-ом участке МГ произошел разрыв трубы с выбросом газа.

47. Применительно к подводным переходам МГ общий алгоритм расчета условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии соответствует изложенному в пунктах 44 - 45, однако имеются особенности определения условной вероятности загорания газа P(B|A), которая зависит от конструкции и технологии выполнения дюкера, а также от глубины водоема в месте возникновения разрыва МГ.

Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в том числе пойменных, участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м вероятность загорания газа P(B|A) определяется в полном соответствии с пунктом 45.

Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в русловой части водоема на глубинах больше 5 м вероятность загорания газа P(B|A) определяется вероятностью Pвнш загорания только от внешних источников зажигания (источников искрообразования и открытого огня на судах, лодках и т.д.) и вычисляется по формуле:

P(B|A) = P_{\text{внш}} = \sum_{i = 1}^{I} (P_{\text{п}(\text{зз})}^{i} \cdot P_{\text{с}(\text{рб})}^{i}) , (₅.12)

где: P_{\text{п}(\text{зз})}^{i} — вероятность наличия (попадания) i-го внешнего источника зажигания в зоне(у) загазованности, ограниченную изолинией концентрации, соответствующей НКПР метана (5% об.);

P_{\text{с}(\text{рб})}^{i} — вероятность «срабатывания» i-го внешнего источника зажигания;

I — количество потенциальных источников зажигания.

Вероятности P_{\text{п}(\text{зз})}^{i} в основном определяются интенсивностью и маршрутами движения судов в районе подводного перехода и размерами зоны загазованности.

Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», вероятность P(B|A) загорания газа, истекающего в атмосферу в виде высокоскоростных струй из концов кожуха, определяется в соответствии с пунктом 45, как для сухопутного участка газопровода.

5. Алгоритм расчета процессов формирования, распространения и воздействия на потенциальных реципиентов поражающих факторов аварий на линейной части магистральных газопроводов

5.1. Расчет интенсивности и объемов выбросов природного газа при разрыве магистральных газопроводов

48. На данном подэтапе КолАР для каждого расчетного сценария Cij аварии необходимо определять:

зависимости интенсивностей истечения газа в окружающую среду из обоих концов разрушенного газопровода от времени;

продолжительность истечения и объем (массу) выброшенного газа;

количество газа, участвующего в аварии;

количество газа, участвующего в создании поражающих факторов аварии.

49. При расчете интенсивности G(\tau) нестационарного истечения газа при разрыве МГ рассматриваются отдельно аварийные потоки газа с интенсивностями G_{1}(\tau) и G_{2}(\tau) из двух концов разрушенного газопровода, разделенного разрывом на два аварийных участка: верхний и нижний (относительно точки разрыва МГ по до аварийному потоку газа: верхний — от нагнетающей КС до точки разрыва, нижний — от точки разрыва до принимающей КС).

При этом учитываются внутренний диаметр МГ, фактическое доаварийное давление газа в МГ в точке разрыва, местоположение точки разрыва и время, требуемое для закрытия линейных кранов, предназначенных для отсечения аварийных участков МГ либо автоматически (минимальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления (время отсечения зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера), либо с участием персонала ЛЭС вручную по месту расположения кранов (время отсечения в основном определяется временем доставки персонала к площадкам крановых узлов транспортным средством).

50. При расчете объема выброшенного при разрыве МГ газа Vгаз дополнительно к перечисленным выше параметрам учитывается продолжительность идентификации факта аварии на диспетчерских пунктах КС вверх и вниз по потоку и конкретная технологическая схема обвязки параллельных ниток многониточного МГ.

51. При определении количества природного газа, участвующего в аварии, Mав, учитывается вся масса газа, заключенная между сечениями МГ, которых достигла волна разгрузки по давлению, распространяющаяся от точки разрыва. Эта масса складывается из массы газа, находящегося на аварийном перегоне между КС, и массы газа, находящейся в системе МГ выше нагнетающей КС (на перегоне от нее до предыдущей КС).

52. Массы природного газа, участвующие в создании поражающих факторов аварии Mпф, зависят от вида поражающего фактора.

Количество природного газа, участвующее в формировании зон осколочного воздействия Mпф-оск определяется массой газа, заключенной в пределах длины разрушенного участка МГ (таблица № 5.9, где приведены рекомендуемые расчетные значения длины разрывов МГ разных диаметров). Количество природного газа Mпф-б, участвующее в формировании зон барического воздействия (ВУВ и напора струи), определяется массой газа, истекающей за характерное время существования поражающего фактора.

Количество газа, участвующее в создании тепловой радиации пожара Mпф-т, в каждый данный момент времени определяется массой горящего газа. При практических применениях КолАР в качестве Mпф-т рекомендуется указывать не фиксированную массу газа, выброшенную из МГ за все время горения, а суммарную (из двух концов разрушенного МГ) интенсивность аварийного истечения горящего газа G(\tau) на характерный момент времени истечения согласно подпункту 4) пункта 61 и данным таблицы № 11.

53. Последовательность выполнения данного этапа КолАР:

а) определяются в пределах рассматриваемого n-го ПОУ точки x_{n}^{(m)} (m = 1, 2...M) — середины элементарных отрезков, в которых будет моделироваться разрыв газопровода;

б) определяются для каждой точки x_{n}^{(m)} :

расстояние L1 от нагнетающей КС;

фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе нагнетающей КС давление проектное;

расстояния l1 и l2 до ближайших линейных кранов Л1 и Л2, расположенных соответственно вверх и вниз по потоку от места разрыва;

в) задается значения времени \tau_{21} , \tau_{19} , \tau_{\text{л}1} , \tau_{\text{л}2} от момента разрыва МГ до моментов закрытия соответственно охранного крана № 21 на выходе нагнетающей КС, охранного крана № 19 на входе принимающей КС, ближайших к x_{n}^{(m)} линейных кранов Л1 и Л2 (в соответствии с описанием расчетных сценариев Cij);

г) с использованием приложения № 7 к Руководству выбираются модели расчета интенсивности аварийного истечения, и объемов выброса газа с учетом цели КолАР и связанной с ней требуемой точности расчетов;

д) с использованием выбранной модели истечения рассчитываются зависимости интенсивностей истечения (массовых расходов) от времени из обоих концов разрушенного газопровода в отдельности G_{1(\tau)} , G_{2(\tau)} и суммарный расход G(\tau) , объем Vгаз выброшенного газа и продолжительность \tau_{\text{ист}} истечения для выбранных выше значений \tau_{21} , \tau_{19} , \tau_{\text{л}1} , \tau_{\text{л}2} (т.е. для различных сценариев Cij);

е) определяется масса газа Mав, участвующая в аварии на МГ;

ж) определяются массы газа Mпф-ввс и Mпф-оск, участвующие в создании барического и осколочного поражающих факторов аварии с учетом длины разрыва МГ,

з) оценивается влияние исходных данных на результаты расчета G_{1(\tau)} , G_{2(\tau)} , G_{(\tau)} , Vгаз, Mав, Mпф.

Результатом выполнения данного этапа КолАР являются массивы значений G_{1(\tau)} , G_{2(\tau)} , G_{(\tau)} , Vгаз, Mав, Mпф для каждой точки x_{n}^{(m)} в пределах каждого n-го ПОУ.

54. При рассмотрении в рамках проведения КолАР аварийных разрывов МГ на ПОУ, включающих подземные переходы газопровода через автомобильные или железные дороги, расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа рекомендуется (для получения консервативной оценки указанных параметров) проводить без учета конкретной конструкции перехода (которая может включать, например, защитный кожух, бетонные плиты), полагая, что место разрыва находится на границе перехода, где газопровод не заключен в кожух.

55. При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншею по дну водоема, расчет интенсивности истечения и объемов выброшенного газа выполняется как изложено в пункте 53 для сухопутных участков, т.е. допускается пренебречь влиянием изменения гидростатического давления в месте разрыва МГ в русловой части перехода.

При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», влияние внешнего кожуха на истечение газа (с точки зрения гидравлического сопротивления) при разрыве газопровода допускается не учитывать. Расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа выполняется как изложено в пункте 53 для сухопутных участков.

5.2. Расчет распространения поражающих факторов аварии на линейную часть магистральных газопроводов

56. На данном подэтапе КолАР для каждого расчетного сценария Cij аварии определяется распределение в пространстве основных физических характеристик (размеров зон воздействия) следующих поражающих факторов аварии на МГ:

осколков разрушенного МГ (пункт 57 и приложение № 8 Руководства);

ВВС и ВУВ (пункт 58 Руководства);

динамического давления высокоскоростных струй газа (см. пункт 59 Руководства);

загазованности (пункт 60 и приложение № 9 Руководства);

тепловой радиации от пожара (в т.ч. прямого воздействия пламени) (пункт 61 и приложение № 10 Руководства).

57. Разлет осколков.

57.1. При расчете пространственных распределений характеристик разлета осколков при разрыве МГ важным элементом исходных данных является характерная длина разрыва газопровода. Рекомендуются приведенные в таблице № 9 характерные значения длин разрывов МГ, полученные по результатам анализа статистических данных об авариях на МГ в предположении, что в 90% аварийных разрывов МГ данного диаметра длина разрыва не превысит указанное значение.

Таблица № 9

Рекомендуемые для использования характерные значения длин разрывов (Lразр) для МГ разных диаметров (Ду)

57.2. При разрыве подземного МГ количество образующихся осколков трубы, их форма и направление полета являются величинами случайными. В рамках проведения КолАР МГ принято, что направления движения осколков равновероятны, рассеивание осколков по площади зависит только от расстояния от места разрыва МГ, а зона соответствующего воздействия на поверхности земли имеет форму круга.

Размеры зоны осколочного воздействия (зоны разлета осколков) определяются максимальной дальностью \Delta R_{max} полета осколков, зависящей от начальных скоростей, сообщаемых фрагментам трубы при разрыве МГ, и во многом от характера разрушения оболочки трубы (вязкой или хрупкой). Оценки размеров зон проводятся либо на основе статистических данных, либо путем расчета максимальных значений \Delta R_{max} радиуса разлета осколков массой mоск.

57.3. Применяемые методы расчета расчеты дальности \Delta R_{max} разлета осколков трубы базируются на предположении, что часть потенциальной энергии сжатого газа расходуется на фрагментацию оболочки трубы и слоя грунта и приобретение осколками начальной скорости. В дальнейшем рассчитывается динамика движения этих фрагментов в воздухе и определяются размеры зон (на поверхности земли) их разлета.

Последовательность расчета размеров зон разлета осколков трубы при разрыве МГ следующая:

а) определить для каждой точки x_{n}^{(m)} (пункты 48 - 55 Руководства) рассматриваемого n-го ПОУ:

расстояние L1 от нагнетающей КС;

фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе принимающей КС давление проектное;

б) задать длину разрыва Lразр (м) МГ с использованием таблицы № 10 Руководства;

в) задать общее количество nоск образующихся при разрушении МГ одинаковых осколков;

г) определить массу mоск (кг) осколков исходя из того, что осколочная масса образуется на участке длиной 0.5 Lразр;

д) в окрестностях каждой точки x_{n}^{(m)} рассчитать максимальные дальности разлета осколков трубы массой mоск с использованием математической модели, изложенной в приложении № 8 Руководства. Результатами расчета являются массивы значений \Delta R_{max} — радиусы круговых зон разлета осколков трубы с массами mоск на поверхности земли в окрестностях каждой точки x_{n}^{(m)} в пределах каждого n-го ПОУ.

58. Воздушная ударная волна и волна сжатия при разрыве МГ.

58.1. ВУВ возникает при разрыве МГ как следствие расширения транспортируемого под высоким давлением природного газа (физический взрыв). Далее с определенной задержкой может произойти воспламенение газа — уже вне полости газопровода при смешении газа с воздухом до определенных концентраций (5 — 15% об.) и одновременном появлении источника зажигания с необходимым энергетическим потенциалом. При сгорании газа в дефлаграционном режиме в окружающем пространстве генерируются ВВС. Возникающие при этом барические эффекты от ВВС на открытом пространстве настолько незначительны по сравнению с эффектами от расширения сжатого газа, то есть ВУВ, и тепловым воздействием пожара, что ими можно пренебречь.

58.2. Нелинейные волновые процессы в грунте (как упругом теле), возникающие при разрушении газопровода, затухают на расстояниях в несколько метров и не оказывают воздействия на параллельно уложенные нитки МГ.

58.3. Последовательность расчета распределения избыточного давления ВУВ физического взрыва в окружающей среде при разрыве МГ:

а) определяются для каждой точки x_{n}^{(m)} (пункты 48 - 55 Руководства) рассматриваемого n-го ПОУ:

расстояние L1 от нагнетающей КС;

фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе принимающей КС давление равно проектному Pраб;

б) в окрестностях каждой точки x_{n}^{(m)} рассчитываются распределение избыточного давления ВУВ \Delta P_{\text{ф}} и импульса I методами численного моделирования, в том числе изложенными в Руководстве по безопасности «Методика оценки последствий аварий на взрывопожароопасных химических производствах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 415, а также с помощью аналитической методики приложения № 13.

Результатами расчета являются массивы значений \Delta P_{\text{ф }(x,y)} и импульса I_{(x,y)} , отражающие территориальные распределения избыточного давления и импульса ВУВ вокруг каждой точки разрыва x_{n}^{(m)} .

59. Динамическое давление высокоскоростных струй газа.

59.1. В случае гильотинного разрыва наземного или надземного МГ, а также подземного МГ с вырыванием плетей газопровода истечение сжатого газа из концов трубы происходит в виде высокоскоростных струй. Распространение в пространстве высокоскоростных струй газа инициирует образование областей направленных газовых потоков. При взаимодействии с препятствиями, в качестве которых могут фигурировать люди, здания и сооружения, иные объекты инфраструктуры, потоки оказывают на них напорное воздействие.

59.2. Последовательность расчета распределения динамического давления в окружающей среде при разрыве МГ с образованием высокоскоростных струй газа:

а) определяются для каждой точки x_{n}^{(m)} рассматриваемого n-го ПОУ:

расстояние L1 от нагнетающей КС;

фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе принимающей КС давление равно проектному Pраб;

б) в окрестностях каждой точки x_{n}^{(m)} методами вычислительной гидродинамики рассчитывается распределение динамического давления струи \Delta P .

60. Зоны загазованности при авариях на ЛЧ МГ

60.1. Если в момент разгерметизации МГ газ не воспламеняется (сценарии групп C3, C4), возникает необходимость анализа процессов его рассеяния (дисперсии) в атмосфере для определения размеров зон загазованности.

Размеры зоны загазованности (с учетом того, что метан не обладает выраженным токсическим действием) рекомендуется определять по двум концентрационным пределам метана:

30% об. — определяет границу зоны асфиксионной опасности, в пределах которой в результате снижения концентрации кислорода в воздухе нарушаются обменные процессы в организме человека и животных и происходит удушье;

2,5% об. (НКПР/2) — определяет границу зоны потенциального термического воздействия на реципиентов в случае так называемого «позднего поджигания» облака ГВС.

Зона асфиксионного воздействия намного меньше указанной зоны потенциального теплового воздействия и полностью поглощается последней.

60.2. При расчете указанных зон учитывается тот факт, что сценарий сгорания облака ГВС в результате «позднего поджигания» не входит в число расчетных сценариев аварий на МГ в рамках настоящего Руководства, поскольку предполагается, что в конечном итоге по своим последствиям, связанным с воздействием основного поражающего фактора — тепловой радиации, он сводится к сценариям групп C1 или C2. То есть в рамках КолАР принято, что сценарий задержанного воспламенения облака ГВС замещается сценариями групп C1, или C2.

60.3. При расчете дисперсии газа в атмосфере рекомендуется рассматривать два предельных режима формирования опасных зон загазованности, соответствующих группам сценариев C3 и C4 (пункты 29 Руководства):

а) в виде двух невзаимодействующих наклонных или настильных струй (группа сценариев C4);

б) в виде восходящего вверх интегрального течения (низкоскоростного колонного шлейфа) из грунтового котлована (группа сценариев C3) (рисунок 2).

Рис. 2. Варианты выброса газа при разрушении МГ без возгорания:

а) выброс в виде 2-х независимых струй из концов разрушенного газопровода;

б) выброс в виде интегрального шлейфа из образовавшегося «котлована»

60.4. Оценка размеров зон возможных пожаровзрывоопасных концентраций газа при струевом выбросе (группа сценариев C4) проводится исходя из консервативных соображений (размеры струй рассчитываются при нулевой скорости ветра).

Последовательность расчета зоны загазованности от 2-х струй при разрыве МГ:

а) определить для каждой точки x_{n}^{(m)} исследуемого n-го ПОУ на трассе МГ, рассматриваемой в качестве источника аварийного истечения газа (пункты 48 - 55 Руководства):

расстояние L1 от нагнетающей КС;

фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе нагнетающей КС давление равно проектному Pраб;

б) с помощью математической модели, изложенной в приложении № 9 Руководства, в окрестностях каждой точки x_{n}^{(m)} рассчитываются распределения концентрации (C) и скорости (u) газа в струевых потоках.

60.5. Расчет более сложного процесса распространения низкоскоростного интегрального турбулентного шлейфа газа из котлована в условиях действия сносящего ветрового потока (группа сценариев C3), а также расчет процесса распространения двух невзаимодействующих наклонных или настильных струй (группа сценариев C4) для снижения консервативности оценок может проводиться с помощью методов, рекомендуемых в Руководстве по безопасности «Методика оценки последствий аварий на взрывопожароопасных химических производствах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 415.

61. Тепловая радиация от пожара на ЛЧ МГ.

61.1. Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теплового воздействия пожара на окружающую среду (пространственное распределение тепловых потоков q(x, y, z) в общем случае зависят от конкретного сочетания следующих факторов:

диаметра МГ, размера отверстия истечения (трещины) в трубе (диаметр отверстия истечения при авариях на МГ принимается равным внутреннему диаметру МГ), места разрыва на перегоне между КС, фактического давления в месте разрыва;

характерного размера (эффективного диаметра) грунтового котлована; характеристик массива грунта; взаимного положения осей концов разрушенного участка газопровода.

Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выброса газа из участков газопровода вверх и вниз по потоку от места разрыва и, в конечном итоге, мощность теплового излучения от пламени пожара, а факторы второй группы — интегральное газодинамическое поле при взаимодействии высокоскоростных струй газа и конечное положение фронта пламени в пространстве (геометрическую форму пламени) и времени.

61.2. Для оценочных расчетов тепловых потоков q от пожара на МГ все многообразие реально возможных вариантов горения и геометрических форм пламени, обусловленных несимметричным (в общем случае) газодинамическим взаимодействием звуковых струй газа, неопределенностью положения концов разрушенного МГ и конфигураций грунтового котлована может быть сведено к двум основным вариантам, описанным выше как сценарии группы C1 «Пожар в котловане» и сценарии группы C2 «Струевое пламя». При этом пламя моделируется как поверхностный тепловой излучатель в форме цилиндра (для группы C1) или лежачего полуцилиндра (для группы C2).

61.3. Частным случаем сценариев группы C2 являются сценарии с одной горящей струей, рассматриваемые при значительном различии массовых расходов, истекающих из 2-х концов разрушенного МГ (например, при авариях в начале или конце перегона между КС).

61.4. С целью снижения повышенной трудоемкости проведения расчетов q(x, y) и зависящих от q(x, y) показателей риска, связанной с нестационарностью процесса истечения газа G(\tau) и, следовательно, изменением во времени размеров пламени и теплового потока, рекомендуется расчеты q(x, y) проводить для постоянного (фиксированного) значения интенсивности истечения G(\tau_{\text{рек}}) , соответствующего рекомендуемому моменту времени \tau\text{рек} (отсчет времени — от момента разрыва МГ), зависящему от диаметра МГ - таблицу № 10.

Указанные значения \tau_{\text{рек}} и рассчитанные по ним значения q(x,y,\tau_{\text{рек}}) рекомендуется применять при расчетах теплового воздействия, прежде всего, на людей с учетом принятого положения (подтверждаемого статистикой и результатами соответствующих научных исследований) о том, что тяжелые тепловые поражения людей (вплоть до летального исхода), находящихся вблизи пожара на МГ (в т.ч. убегающих от пожара), имеют место в пределах первых минут после возникновения пожара.

Таблица № 10

Значения \tau\text{рек} для перехода на модель пламени со «стационарными» параметрами при расчете теплового поражения людей

61.5. При расчетах q(x, y), нацеленных на оценку последствий теплового воздействия на технологическое оборудование, здания, сооружения и компоненты природной среды, рекомендуется использовать значение характерного времени, равное 90 секундам, при условии общей продолжительности теплового воздействия не более 15 минут. В ином случае (более 15 минут) рассчитывается переменная во времени зависимость q(x,y,\tau) (по полученной ранее зависимости G(\tau) ) в точке расположения рассматриваемого элемента оборудования, здания или компонента природной среды с дальнейшим расчетом тепловой дозы при заданном времени воздействия с целью оценки последствий (степени разрушения или поражения) указанных объектов (таблица № 11).

61.6. Расчет радиационного теплового воздействия (тепловых потоков q(x, y) пожара на МГ на прилегающие объекты (на реципиентов термического воздействия) рекомендуется проводить по следующей формуле:

q(x,y) = E_{f} \cdot \phi(x,y) \cdot v , (5.13)

где: Ef — интенсивность излучения с единицы поверхности («внешней оболочки») пламени, кВт/м2;

\varphi(x,y) — угловой коэффициент облучения единичной площадки;

v — коэффициент поглощения теплового излучения атмосферой.

При этом последовательность расчета распределения тепловых потоков q(x,y,\tau) следующая:

а) для каждой точки x_{n}^{(m)} n-го ПОУ исследуемого МГ последовательно рассматриваются сценарии 2-х групп: сначала C1 — «Пожар в котловане», затем C2 — «Струевое пламя» (для надземных участков МГ рассматриваются только сценарии группы C2). При этом на первом шаге по рассчитанным в пунктах 48 - 55 Руководства зависимостям G(\tau) (для сценариев группы C1) или G_{1(\tau)} , G_{2(\tau)} (для сценариев группы C2) определяются фиксированные значения интенсивностей истечения G(\tau_{\text{рек}}) или соответственно G_{1(\tau\text{рек})} , G_{2(\tau\text{рек})} .

б) принимается, что для сценариев группы C1 геометрической формой пламени является цилиндр (вертикальный или наклонный), а для сценариев группы C2 — наклонный усеченный конус или лежачий горизонтальный полуцилиндр (последний — для настильных струй).

в) с помощью математических моделей, приведенных в приложении № 10 Руководства, определяются размеры пламени (стационарные или переменные во времени — в зависимости от вида реципиентов и конкретного сценария при рассмотрении воздействия на оборудование, здания, природную среду):

для сценариев группы C1 — по модели расчета размеров пламени пожара в котловане (пункт 4 приложения № 10 Руководства);

для сценариев группы C2 — по модели расчета размеров струевого пламени (пункт 5 приложения № 10 Руководства);

г) с помощью математической модели расчета тепловых потоков излучения от газовых пожаров, приведенной в приложении № 10 Руководства, определяются распределения тепловых потоков q(x, y) вокруг мест разрыва МГ (точек x_{n}^{(m)} ) на уровне поверхности земли. При этом расчет значений углового коэффициента облучения рекомендуется проводить:

для сценариев группы C1 — по формулам (9) - (11) приложения № 10 Руководства;

для сценариев группы C2 — по формуле (6) приложения № 10 Руководства путем численного интегрирования — для пламени в виде наклонного усеченного конуса или по формулам (18), (19) приложения № 10 Руководства — для пламени в виде горизонтального полуцилиндра.

61.7. Для подводных переходов МГ, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншею по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных, участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м расчет распространения поражающих факторов выполняется как изложено в подпункте 6) пункта 61 Руководства для сухопутных участков.

Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», расчет распространения поражающих факторов выполняется как изложено в подпункте 6) пункта 61 Руководства для сухопутных участков.

5.3. Расчет количества пострадавших от аварии на линейной части магистрального газопровода

62. На данном подэтапе КолАР для каждого расчетного сценария Cij аварии определяются:

аварии определяются:

зоны потенциального поражения (ЗПП) (не путать с зонами воздействия поражающих факторов - пункты 56 - 61 Руководства) людей от расчетных поражающих факторов, перечисленных в пункте 56 Руководства;

ожидаемые количества погибших и пострадавших среди населения (включая проживающих в ближайших к МГ населенных пунктах, посетителей мест массового скопления людей, персонал сторонних организаций, водителей и пассажиров транспортных средств на переходах через автомобильные и железные дороги, а также через судоходные водные преграды, сельскохозяйственных работников на сельхозугодьях) в зоне потенциального поражения от превалирующего («поглощающего» остальные факторы) поражающего фактора;

ожидаемые количества погибших и пострадавших среди персонала эксплуатирующей организации в зоне потенциального поражения от превалирующего поражающего фактора.

В рамках данного подэтапа (в заключительной его части) также определяется максимально возможное количество потерпевших от аварии на ЛЧ МГ в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденным приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

63. В качестве единого уровня поражения человека (единого критерия поражения) от любых поражающих факторов аварии на МГ при расчетах зон потенциального поражения принимается летальный исход (гибель человека).

64. Зоны потенциального поражения рекомендуется представлять в виде распределений на поверхности земли вокруг точки разрыва МГ условных вероятностей поражения (от того или иного поражающего фактора) гипотетического человека со среднестатистическими возрастными и биологическими характеристиками. При нахождении человека в транспортном средстве в расчетах учитывается скорость движения транспортного средства.

65. Принцип расчета условных вероятностей поражения человека зависит от вида поражающего фактора аварии, воздействующего на человека, и осуществляется с использованием специальных критериев поражения: вероятностных (пробит-функций), либо, при отсутствии таковых, — детерминированных критериев поражения. Рекомендуется использовать критерии поражения, представленные в приложении № 11 Руководства.

66. При рассмотрении воздействия таких поражающих факторов как ВВС и тепловая радиация на людей условная вероятность гибели человека в заданной точке территории определяется из выражения функции нормального распределения, аргументом которой является пробит-функция для соответствующего поражающего фактора.

67. Условная вероятность P_{\text{чел}}^{(n_{\text{оск}})} поражения человека осколками разрушенного МГ в точке территории E с координатами (x, y) отождествляется с вероятностью попадания осколка в человека (при этом считается, что человек погибает). При расчете тело человека моделируется вертикально расположенным цилиндром высотой 1,8 метра и радиусом основания 0,3 метра. Вероятность попадания в человека одного из nоск осколков, вылетевших от места разрыва МГ (для подземных МГ — из грунтового котлована) при \Delta R \leq \Delta R_{max} (пункт 57 Руководства), рассчитывается в соответствии с приложением № 8 Руководства:

68. Зоны потенциального поражения от того или иного поражающего фактора рекомендуется изображать на плане местности в виде изолиний условной вероятности поражения с шагом 10% (от 1% до 100%). При этом изолинию условной вероятности 100% следует считать внешней границей зоны абсолютного 100%-го поражения от данного поражающего фактора, а изолинию условной вероятности 1% — внешней границей зоны санитарных потерь и внешней границей ЗПП в целом.

69. Рекомендуемая последовательность расчета зон потенциального поражения и количества пострадавших при реализации конкретного сценария Cij аварии на МГ.

69.1. Если рассматриваемый сценарий Cij относится к группе C1 или C2 (с возгоранием газа), то для целей расчета количества пострадавших рассчитывается ЗПП только от тепловой радиации; если сценарий Cij относится к группе C3 или C4 (без возгорания газа), то для тех же целей рассчитываются ЗПП только от напорного воздействия струи, ВУВ и разлета осколков.

69.2. Исходными данными для расчета ЗПП являются рассчитанные на предыдущем этапе КолАР территориальные распределения U(x, y) (стационарные или нестационарные) физических характеристик поражающих факторов, соответствующих рассматриваемому сценарию (избыточного давления на фронте ВВС \Delta P\text{ф}(x,y) , динамического давления массовых потоков газа \Delta P(x,y) , тепловых потоков q(x, y), дальности rmax разлета осколков массой mоск).

69.3. Расчет ЗПП от воздействия ВУВ, напорного воздействия или тепловой радиации проводится в следующей последовательности:

в соответствии с пунктом 65 Руководства и разделом 1 приложения № 11 Руководства) выбирается пробит-функция, описывающая воздействие соответствующего поражающего фактора на человека при целевом уровне поражения, соответствующем летальному исходу (гибели человека);

для каждой точки (узла) E расчетной сетки в окрестностях точки разрыва МГ (в плоскости поверхности земли) рассчитывается значение пробит-функции;

по значениям пробит-функции для всех точек сетки рассчитываются условные вероятности поражения от данного поражающего фактора, и на плане территории, близлежащей к трассе МГ, строятся изолинии условных вероятностей поражения вокруг точки разрыва МГ.

69.4 Для расчета ЗПП от разлета осколков разрушенного МГ:

задается расчетное количество nоск одинаковых по размеру вылетевших за пределы котлована осколков массой mоск;

для каждой точки E расчетной сетки, характеризующейся расстоянием r от места разрыва МГ ( \Delta R \leq \Delta R_{max} , где — \Delta R_{max} максимальная дальность разлета осколков массой mоск), рассчитывается вероятность P_{\text{чел}}^{(n_{\text{оск}})} попадания осколка в человека, условно помещаемого в указанную точку, по математической модели, изложенной в приложении № 8 Руководства, в зависимости от выбранного значения nоск. По полученным значениям P_{\text{чел}}^{(n_{\text{оск}})} строятся изолинии вероятностей поражения в окрестностях точки разрыва МГ.

69.5. После расчета ЗПП от каждого из поражающих факторов рассматриваемого сценария аварии из групп C3, C4 (без возгорания газа) определяется превалирующая по размерам зона путем сопоставления изолиний 1%-го поражения от ВУВ, напорного воздействия струи и от разлета осколков. Для сценариев с загоранием газа (из групп C1, C2) превалирующей всегда является ЗПП от тепловой радиации от пожара.

69.6. Для каждого рассматриваемого сценария производится расчет количества пострадавших от аварии, которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей ЗПП для данного сценария, в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденным приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387, или в соответствии с отраслевой методикой.

70. Метод расчета количества пострадавших от аварии на подводном переходе МГ зависит от технологии исполнения перехода.

Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально направленного бурения и имеющих конструкцию «труба в трубе», на которых аварийный выброс газа происходит по межтрубному пространству с выходом в атмосферу уже на берегу в месте, где заканчивается кожух, расчет количества пострадавших осуществляется по описанным выше алгоритмам.

Для подводных переходов, выполненных традиционным методом с прокладкой в траншее по дну водоема, количество пострадавших определяется количеством людей на судах (плавсредствах), которые могут оказаться в районе разгерметизации МГ в период навигации (консервативная оценка). Количество пострадавших на судах рекомендуется определять с учетом количества судов, одновременно попадающих в ЗПП, при заданных средней скорости и интенсивности движения судов.

5.4. Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов природной среды от аварии на линейной части магистрального газопровода

71. На данном подэтапе КолАР для каждого принятого для анализа расчетного сценария Cij аварии определяются возможные количества (в натуральном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов), уничтоженных и поврежденных (но не уничтоженных) в результате аварии на МГ:

зданий и сооружений вблизи трассы МГ;

технологического оборудования линейной части МГ, а также другого оборудования вблизи МГ;

автотранспортных средств и автодорог на пересечениях МГ с автодорогами;

железнодорожного транспорта и железных дорог на пересечениях МГ с железными дорогами;

надземных инженерных коммуникаций, в т.ч. высоковольтных ЛЭП;

лесных угодий;

сельскохозяйственных культур.

Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы определяются объемы выбросов в атмосферу загрязняющих веществ — природного газа и продуктов его сгорания — при возникновении пожара на МГ.

72. В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, ВУВ, напорное воздействие струи и тепловая радиация. В случае, если авария сопровождается воспламенением газа (группы сценариев C1 и C2), при расчетах количеств уничтоженных и поврежденных объектов учитывается только воздействие тепловой радиации.

73. При оценке воздействия на объекты указанных выше поражающих факторов используются 2 типа пороговых критериев поражающего воздействия — детерминированный и дозовый.

Детерминированный критерий задается путем указания пороговых (критических) значений основной физической характеристики поражающего фактора, определяющих диапазон изменения этой характеристики, соответствующий той или иной степени повреждения (в соответствии с принятой шкалой степеней повреждения) объекта или его полному уничтожению (разрушению). Детерминированные критерии для того или иного поражающего фактора рекомендуется использовать в сочетании с построением зон воздействия поражающих факторов, представляющих собой совокупность изолиний заданных значений (в том числе пороговых значений) основной физической характеристики этого поражающего фактора.

Дозовый критерий задается путем указания диапазона изменения дозы (функции физической характеристики поражающего фактора и времени его воздействия на объект), соответствующего той или иной степени повреждения (в соответствии с принятой шкалой степеней повреждения) объекта или его полному уничтожению (разрушению). Дозовые критерии рекомендуется использовать при рассмотрении воздействия тепловой радиации на объекты из негорючих материалов при реализации аварийных сценариев из групп C1, C2 в сочетании с построением так называемых «зон полученных доз» (ЗПД) для стационарных (неподвижных объектов).

ЗПД представляет собой совокупность изолиний значений (в том числе критических) доз тепловой радиации, рассчитываемых в каждой точке расчетной сетки вокруг места аварии по переменному во времени потоку теплового облучения в этой точке в течение заданного (фиксированного) времени теплового воздействия. Время теплового воздействия (\tau_{\text{доз}}) определяется продолжительностью аварийного истечения природного газа с интенсивностью G_{(\tau)} от момента разрыва МГ (\tau = 0) до момента снижения интенсивности истечения до 0,01G(\tau = \tau_{\text{доз}}) .

Типы и значения критериев поражающего воздействия для различных поражающих факторов аварии, используемые при расчетах для разных типов имущественных и природных компонентов, и принятые шкалы степеней поражения этих компонентов приведены в таблице № 11.

74. При использовании как детерминированных, так и дозовых критериев поражающего воздействия по результатам расчета для конкретного плана размещения имущественных и природных компонентов (объектов) относительно трассы прохождения МГ должно быть определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или уничтоженных объектов в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках рассматриваемого сценария аварии, измеряемое числом (шт.) (если объектами являются здания, сооружения, транспортные средства) или площадью (км2) (если объектами являются лесные угодья, сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России).

75. Рекомендуемая последовательность определения количества уничтоженных и поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, наружных установок, металлических конструкций, транспортных средств на стоянке в результате воздействия на них ВУВ или динамического давления струи газа (используется детерминированный критерий поражающего воздействия) следующая:

а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки x_{n}^{(m)} разрыва МГ с нанесенными изображениями указанных стационарных объектов рассчитывается (пункты 56 - 61 Руководства) и строится зона барического воздействия в виде изолиний избыточного давления \Delta P_{\text{ф}} и динамического давления \Delta P от максимального значения до 0,5 кПа;

б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в зону барического воздействия, ограниченную изолинией 0,5 кПа) в той его точке E(Exзд, Eyзд), которая ближе всего к месту разрыва МГ, определяется значение избыточного и (или) динамического давления \Delta P_{\text{ф}} , \Delta P (либо по ближайшей изолинии зоны воздействия, либо непосредственно из расчетных массивов \Delta P_{\text{ф}}(x,y) и \Delta P ;

в) для каждого потенциально поражаемого объекта, производится его идентификация, т.е. отнесение к одному из возможных видов зданий, сооружений, оборудования, транспортных средств, приведенных в таблицах № 1, № 1а, № 5 приложения № 11 к Руководству;

г) с использованием рассчитанных для каждого объекта значений \Delta P_{\text{ф}} (или \Delta P ) с помощью тех же таблиц последовательно проверяется следующее условие повреждения объекта (или аналогичное для \Delta P )

д) \Delta P_{\text{ф}( - \text{н})}^{k} \leq \Delta P\text{ф }<\Delta P_{\text{ф}( - \text{в})}^{k} (5.14)

Таблица № 11

Критерии поражающего воздействия и принятые степени поражения имущественных и природных компонентов (поражаемых объектов)

где \Delta P_{\text{ф}( - \text{н})}^{k} , \Delta P_{\text{ф}( - \text{в})}^{k} (k = 1, 2, 3, 4) — соответственно нижний и верхний пределы избыточного давления, ограничивающие один из четырех (k-ый) диапазонов давлений, соответствующих 4-м степеням повреждения (от слабого повреждения до полного разрушения). При выполнении условия рассматриваемому зданию (сооружению, оборудованию) «присваивается» соответствующая степень повреждения kповр. Результаты выполнения процедуры для каждого объекта заносятся в таблицу, аналогичную таблице № 12.

Таблица № 12

Перечень поврежденных зданий, сооружений, оборудования, транспортных средств на стоянке в результате воздействия ВУВ при реализации сценария C34 аварии на n-ом км МГ «A — B», Ду 1400 мм (рекомендуемый образец таблицы)

76. Рекомендуемая последовательность определения количеств уничтоженных и поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в результате воздействия на них осколков разрушенного МГ в целом аналогична описанной выше для ВУВ. При этом используются результаты расчета дальности (rmax) разлета осколков с массами (mоск) (пункты 56 - 61 Руководства). Для определения степеней осколочного повреждения указанных объектов различных видов при попадании в них осколков следует использовать данные таблицы № 2 приложения № 11 Руководства, где приведены пороговые значения детерминированного критерия — Mоск = mоск / mоб (где mоск — масса осколка, кг, mоб — масса потенциально поражаемого объекта, кг), соответствующие 4-м различным степеням повреждения. После вычисления значения Mоск и определения соответствующего k-ого диапазона, указанного в таблице № 2 приложения № 11 Руководства, объекту присваивается соответствующая степень повреждения kповр. К уничтоженным и поврежденным осколками объектам причисляются все объекты, находящиеся в пределах дальности разлета (rmax) осколков с заданными массами (mоск). Для каждого объекта, расположенного на расстоянии r \leq \Delta R_{max} (м) от места аварии рассчитываются условные вероятности Pоск(r) попадания в него осколка по математической модели, изложенной в приложении № 8 Руководства.

Результаты расчетов заносятся в таблицу № 13.

Таблица № 13

Перечень поврежденных зданий, сооружений, оборудования, транспортных средств на стоянке в результате воздействия осколков (nоск-л = 3, mоск = 5654 кг) при реализации сценария C34 аварии на n-ом км МГ «A — B», Ду 1400 мм (рекомендуемый образец таблицы)

77. При определении количества уничтоженных и поврежденных единиц технологического оборудования, наружных установок осколками принимается, что в случае попадания осколка mоск массой в конкретный аппарат, установку, находящиеся под давлением, они полностью разрушаются (kповр = 1) за счет эффектов, обусловленных разгерметизацией аппарата или установки с последующим выбросом и, как правило, воспламенением содержащихся в них опасных веществ. К уничтоженным осколками наружным установкам причисляются все аппараты и установки, находящиеся в пределах дальности разлета (\Delta R_{max}) осколков с заданными массами (mоск), и далее для этих установок рассчитываются вероятности попадания в них осколков.

78. Рекомендуемая последовательность определения количества уничтоженных и поврежденных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке, то есть стационарных объектов, включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате воздействия тепловой радиации от пожара (используется детерминированный критерий поражающего воздействия):

а) для территории вокруг рассматриваемой точки x_{n}^{(m)} разрыва МГ с нанесенными изображениями объектов рассчитывается распределение удельного теплового потока облучения от пожара на МГ (пункт 56 - 61 Руководства) на момент времени \tau_{\text{хар}} = 90 с после начала истечения и строится зона теплового воздействия в виде изолиний тепловых потоков q от максимального значения до 7 кВт/м2;

б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в зону теплового воздействия, ограниченную изолинией 7 кВт/м2), в той его точке E(xзд, yзд), которая ближе всего к месту аварии, определяется значение удельного теплового потока qоб, (либо по ближайшей изолинии зоны воздействия, либо непосредственно из расчетного массива q(x, y), в соответствии с пунктом 61 Руководства);

в) для каждого потенциально поражаемого объекта производится его идентификация, т.е. отнесение к одному из 3-х типов зданий, сооружений, транспортных средств, различающихся по пожарной нагрузке, по таблице № 3 приложения № 11 Руководства.

г) для каждого идентифицированного потенциально поражаемого объекта, характеризуемого рассчитанным тепловым потоком qоб, с помощью матрицы «тепловой поток — тип здания по пожарной нагрузке» и матрицы «тепловой поток — вероятность возгорания») определяется степень поражения объекта при условии возгорания kпор и вероятность возгорания Pвозг объекта с получением в итоге степени его повреждения kповр в соответствии с пунктами 2.3.2, 2.3.3 приложения № 11 Руководства:

kповр = kпор Pвозг, (5.15)

д) результаты выполнения процедуры для каждого здания (сооружения) заносятся в таблицу, аналогичную таблице № 14.

79. Если в поврежденном или полностью разрушенном (в результате воздействия какого-либо поражающего фактора аварии) здании находилось технологическое оборудование, транспортные средства или другое имущество, то степень повреждения kповр этого имущества приравнивается к степени повреждения здания.

80. Количество уничтоженных и поврежденных движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе МГ через автодорогу при воздействии заданного поражающего фактора рассчитывается по формулам:

Nmp-y = Nад-г / 3, (5.16)

Nmp-n = Nад-р / 3, (5.17)

где: Nад-г, Nад-р — число соответственно погибших и раненых людей в транспортных средствах при воздействии на них заданного поражающего фактора. Для поврежденных транспортных средств при аварии на переходе через автодорогу рекомендуется принимать степень повреждения kповр = 0,2.

Полученные по формулам (5.17), (5.18) дробные (в общем случае) значения количеств уничтоженных и поврежденных транспортных средств следует округлять до ближайших больших целочисленных значений. Так, при расчетном значении Nmp-y = 1,3 значение Nmp-y для дальнейшего использования принимается равным 2.

81. Количество уничтоженных Nваг-у и поврежденных (кроме уничтоженных) Nваг-п вагонов движущегося поезда при аварии на подземном переходе МГ через железную дорогу при воздействии заданного поражающего фактора рассчитывается по формулам:

N_{\text{ваг} - \text{у}} = 0,5 \cdot (L_{100(\text{в})} + L_{1(\text{в})}) \cdot (N_{\text{ваг}(nn)} \cdot \omega_{nn}/v_{nn} + N_{\text{ваг}(mn)} \cdot \omega_{mn}/v_{mn}) , (5.18)

N_{\text{ваг} - n} = 0,5 \cdot (L_{1(\text{в})} - L_{100(\text{в})}) \cdot (N_{\text{ваг}(nn)} \cdot \omega_{nn}/v_{nn} + N_{\text{ваг}(mn)} \cdot \omega_{mn}/v_{mn}) , (5.19)

где: L100(в) — протяженность участка железной дороги в пределах зоны 100%-го поражения вагонов превалирующим поражающим фактором аварии, км (для теплового излучения от пожара внешней границе зоны соответствует удельный тепловой поток 35 кВт/м2);

L1(в) — протяженность участка железной дороги в пределах зоны 1%-го повреждения вагонов превалирующим поражающим фактором аварии, км (для теплового излучения от пожара внешней границе зоны соответствует удельный тепловой поток 7 кВт/м2);

Nваг(пп) — среднее количество вагонов в пассажирском составе, ед. (рекомендуется принимать 15 ед.);

Nваг(тп)) — среднее количество вагонов в товарном составе, ед. (рекомендуется принимать 60 ед.);

\omega_{nn} — средняя интенсивность движения пассажирских составов на участке, ед./ч;

vпп — средняя скорость движения пассажирских составов на участке, км/ч (рекомендуется принимать 90 км/час);

\omega_{mn} — средняя интенсивность движения товарных составов на участке, ед./ч;

vтп — средняя скорость движения товарных составов на участке, км/ч (рекомендуется принимать 40 км/ч).

Для поврежденных вагонов при аварии на переходе через железную дорогу рекомендуется принимать степень повреждения kповр = 0,2.

82. Рекомендуемая последовательность определения по дозовому критерию перечня и количеств уничтоженных и поврежденных наружных установок, металлических конструкций, железных дорог (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара на МГ:

а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки x_{n}^{(m)} разрыва МГ с нанесенными изображениями указанных стационарных объектов на основании рассчитанного ранее (пункт 61 Руководства) массива значений тепловых потоков q(x,y,\tau) на прилегающей к x_{n}^{(m)} территории рассчитывается и строится зона полученных доз за время \tau_{\text{доз}} (пункт 73 Руководства) в виде изолиний тепловых доз от максимального значения до 5000 (кВт/м2)·с. При этом тепловая доза в каждой точке с координатами (x, y) рассчитывается по формуле:

D(x,y) = \int_{0}^{\tau_{\text{доз}}} q(x,y,\tau)d\tau ; (5.20)

б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в ЗПД, ограниченную изолинией 5000 (кВт/м2)·с), в той его точке E(xоб, yоб), которая ближе всего к месту разрыва МГ, определяется значение полученной им тепловой дозы Dоб (либо по ближайшей изолинии ЗПД, либо непосредственно из расчетного массива D(x, y));

в) с использованием рассчитанных значений Dоб последовательно проверяется принадлежность каждого потенциально поражаемого объекта к тому или иному классу чувствительности к тепловому воздействию из числа приведенных в таблице № 6 приложения № 11 Руководства, и определяются соответствующие установленному для рассматриваемого объекта классу чувствительности значения нижней Dпор и верхней Dгиб пороговых доз из той же таблицы;

г) по формулам (9) приложения № 11 Руководства путем подстановки в них значений Dоб, Dпор и Dгиб для рассматриваемого объекта определяется степень его повреждения в виде значений kповр, отождествляемая с отношением стоимости поврежденной части объекта к общей его стоимости;

д) результаты выполнения процедуры для каждого объекта заносятся в таблицу, аналогичную таблице № 13 Руководства, приведенной в пункте 76.

83. Рекомендуемая последовательность определения по детерминированному критерию площадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий в результате теплового воздействия:

а) для территории вокруг рассматриваемой точки x_{n}^{(m)} разрыва МГ с нанесенным контуром лесных угодий рассчитывается распределение удельного теплового потока облучения (пункт 61 Руководства) на момент времени \tau_{\text{хар}} = 90 с после начала истечения газа и строится зона теплового воздействия в виде изолинии теплового потока qy = 7 кВт/м2;

б) определяется площадь Sлес-у (га) уничтоженного леса, попадающего в зону теплового воздействия, ограниченную изолинией 7 кВт/м2 и контуром лесных угодий (рисунок 3).

Рис. 3. К расчету площади уничтоженного леса в результате теплового воздействия от пожара на МГ

84. Рекомендуемая последовательность определения по характеристическому критерию площадей уничтоженных сельхозкультур Sс/х-у на обрабатываемых землях в результате теплового воздействия идентична вышеизложенной последовательности для лесных угодий, но при этом рассматриваемая зона уничтожения сельхозкультур ограничена изолинией 5 кВт/м2 и из нее не вычитается площадь земли, занимаемая собственно коридором газопроводов.

85. В случае необходимости учета дополнительно выгорающей площади леса или сельхозугодий за счет распространения пожара при ветровой нагрузке рекомендуется воспользоваться известными методиками учета этого фактора, в частности, Методикой оценки ущерба от чрезвычайных ситуаций, утвержденной ведомственным приказом МЧС России.

86. Рекомендуемая последовательность определения по детерминированному критерию площадей уничтоженного тепловым излучением плодородного слоя почвы Sпочв-у аналогична вышеизложенной последовательности для лесных угодий, но при этом рассматриваемая зона уничтожения ограничена изолинией 35 кВт/м2 и из нее не вычитается площадь земли, занимаемая собственно коридором газопроводов.

87. При авариях на подводных переходах МГ оценка количества уничтоженных и поврежденных элементов имущества и компонентов природной среды выполняется в соответствии с подходами, изложенными в пунктах 71 - 86, с учетом ряда особенностей для переходов разных конструкций и их участков.

Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в том числе пойменных, участках оценка количества уничтоженных и поврежденных имущественных и природных компонентов, расположенных в окрестностях точки разрыва МГ (как на суше, так и в прилегающей акватории, включая суда и прочие плавсредства, но исключая биоресурсы водоема), производится в полном соответствии с пунктами 71 - 86 аналогично оценке для сухопутных участков МГ.

Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при оценке последствий от аварий на подводных участках МГ в русловой части перехода принимается следующее:

дюкер претерпевает полное разрушение (степень повреждения kповр = 1), что означает необходимость нового строительства перехода в полном объеме (если методы ремонта не оговорены в технической документации); в противном случае проводится оценка степени повреждения в соответствии с принятой в проекте технологией ремонта;

оценка количества уничтоженных и поврежденных природных компонентов и элементов имущества других (третьих) лиц, включая суда и плавсредства в русловой части перехода, проводится в соответствии с пунктами 71 - 82 Руководства с учетом воздействия на эти компоненты поражающих факторов, характерных для принятых расчетных сценариев для данной конструкции перехода и глубины местоположения аварийного участка МГ (пункты 56 - 61 Руководства);

биоресурсы пересекаемого газопроводом водоема в качестве потенциально поражаемых природных компонентов не учитываются.

Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», оценка количества уничтоженных и поврежденных имущественных и природных компонентов производится в соответствии с пунктами 71 - 86 Руководства с учетом принятых для этого случая расчетных сценариев аварии (пункты 56 - 61 Руководства), предполагающих воздействие поражающих факторов аварии только на объекты, находящиеся на суше.

Дополнительно принимается, что степень повреждения дюкера в результате разрыва основного газопровода составляет kповр = 0,5, что соответствует проведению следующих работ по восстановлению работоспособности дюкера: извлечение поврежденного газопровода из кожуха на полную длину перехода, сварка новой плети и ее обратное протаскивание через кожух, сварочно-изоляционные работы по присоединению плети к сухопутным участкам МГ, испытание отремонтированного перехода.

6. Алгоритм оценки ущерба от аварии на линейной части магистрального газопровода

88. На данном подэтапе КолАР выполняется оценка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария Cij аварии в выбранных точках каждого ПОУ рассматриваемого МГ, и на этой основе — математическое ожидание ущерба от аварии в каждой точке ПОУ, средние значения ущерба в пределах ПОУ и в пределах рассматриваемого МГ (а при необходимости — средние значения ущерба по ЛПУМГ и ГТО в целом). При этом используются результаты расчета ущербов в натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденного) имущества и природных компонентов), полученные на предыдущих подэтапах (пункты 62, 63 Руководства).

89. Оценка ущерба от аварии на МГ производится в соответствии с приложением № 12 Руководства, с учетом ряда изложенных ниже положений, отражающих специфику МГ.

90. Ущерб \text{У}_{a}^{(ij)} при реализации сценария Cij аварии на МГ складывается в следующих основных составляющих:

социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{ij} (руб.), обусловленного гибелью и травматизмом обслуживающего ЛЧ МГ персонала, а также населения на территориях, прилегающих к МГ, включая работников близлежащих сторонних организаций;

прямого ущерба производству \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} (руб.), обусловленного разрушением и повреждением элементов линейной части МГ и потерями газа;

ущерба \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij} (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения;

ущерба \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии;

экологического \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} ущерба (руб.).

91. При расчете всех составляющих ущерба в результате реализации того или иного сценария Cij аварии на ЛЧ МГ в качестве учитываемого количества потенциально поражаемых реципиентов (людей, элементов имущества и природной среды) используется количество реципиентов, подвергаемых воздействию наиболее значимого по масштабам своего распространения поражающего фактора, создающего наибольшую зону поражения (исходя из принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших опасностей, действующих одновременно»).

92. При расчете социально-экономического ущерба кроме установленных законодательством Российской Федерации выплат пособий на погребение погибших и пособий в случае смерти кормильца учитываются компенсационные выплаты Sкомп родственникам погибших, базирующиеся на стоимости среднестатистической жизни человека Sж в Российской Федерации (приложение № 12 Руководства).

В качестве значений количества погибших (Nперс-г) и травмированных (Nперс-р) среди персонала в формулах (3), (4), (6) приложения № 12 Руководства используются соответствующие значения количества погибших и раненых членов бригад, работающих в дневное время на ЛЧ МГ, полученные в пунктах 62 - 69 Руководства.

В качестве значений количества погибших (Nдл-г) и травмированных (Nдл-р) среди третьих лиц в формулах (7), (8) приложения № 12 Руководства используются значения, полученные в пунктах 56 - 61 Руководства.

93. Принимается, что прямой ущерб производству \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} включает в себя не только потери, равные балансовой стоимости уничтоженных и поврежденных основных фондов и товарно-материальных ценностей, но и затраты на восстановление (стоимость восстановления) основных фондов, поскольку в реальной практике эксплуатации МГ такое восстановление после аварий всегда имеет место.

При расчете прямого ущерба производству \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} в результате аварии на МГ в качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов ГТО учитываются следующие объекты:

а) собственно газопровод (и соседние с ним нитки при необходимости);

б) площадки линейных крановых узлов (в том числе на соседних нитках);

в) опоры и провода расположенной вдоль трассы технологической ЛЭП;

г) блок-боксы системы телемеханики;

д) шкафы ЭХЗ, контрольно-измерительные пункты (колонки);

е) кабели связи;

ж) сооружения и оборудование газоизмерительных станций;

з) сооружения и оборудование пунктов замера и редуцирования газа;

и) краны, газопроводы, а также камеры приема-запуска очистных устройств на узле подключения КС (при аварии вблизи КС);

к) площадки с аварийным запасом труб, запорной арматуры и соединительных деталей;

л) сооружения и оборудование ГРС (при аварии на газопроводе-отводе вблизи ГРС).

м) сооружения и оборудование КС при бесшлейфовом размещении КС.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} приведена в разделе 3 приложения № 12 Руководства.

94. При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам (\text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij}) в результате аварии на МГ в качестве потенциально уничтожаемого (повреждаемого) имущества третьих лиц учитываются следующие объекты (прежде всего, в местах нарушений требований СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», утвержденного приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС, в части минимальных безопасных расстояний от МГ до указанных объектов):

а) жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных пунктов,

б) дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;

в) здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;

г) автотранспортные средства на переходах МГ через автодороги, в гаражах и на автостоянках вблизи трасс МГ;

д) автодорожное полотно и объекты обустройства автодорог вблизи подземных переходов МГ через автодороги;

е) железнодорожные составы на переходах МГ через железные дороги;

ж) железнодорожное полотно и объекты обустройства железных дорог вблизи подземных переходов МГ через железные дороги;

з) сторонние трубопроводы, ЛЭП, кабели вблизи трассы МГ;

и) сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи трасс МГ;

к) речные и морские суда, баржи в местах переходов МГ через водные препятствия.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij} приведена в разделе 4 приложения № 12 Руководства.

95. Затраты \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии рекомендуется принимать в размере 10% от суммарного прямого имущественного ущерба производству и другим (третьим) лицам:

\text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} = 0,1 \cdot (\text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} + \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij}) . (5.21)

96. Экологический ущерб \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} , определяемый как вред, нанесенный компонентам природной среды в результате аварии на МГ, исчисляется в денежном эквиваленте в форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией за причинение указанного вреда. При расчете \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} в результате аварии на МГ учитываются:

загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа и продуктами его сгорания;

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

повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} приведена в разделе 6 приложения № 12 Руководства.

Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных выбросов природного газа определяются в соответствии с пунктами 48 - 55 Руководства.

Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов, площади уничтоженного леса определяются в соответствии с пунктом 83 Руководства.

Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением почв, площади поврежденных почв определяются в соответствии с пунктом 86 Руководства.

97. Математическое ожидание ущерба от аварии в m-ой точке трассы (с линейной координатой x_{n}^{(m)} ) n-го ПОУ с учетом всех расчетных сценариев Cij аварии в этой точке, образующих полную группу событий, рассчитывается по формуле:

\text{У}_{a}^{(m)} = \sum_{i = 1}^{I} \sum_{j = 1}^{J} \text{У}_{a}^{(ij)} \cdot P(C_{ij}) , (5.22)

где: \text{У}_{a}^{(ij)} — полный ущерб при реализации сценария Cij в m-ой точке трассы n-го ПОУ;

P(Cij) — условная вероятность реализации сценария Cij.

98. Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У}_{c( - \text{э})}^{m} , прямого производственного ущерба \text{У}_{\text{п}(\text{р })}^{m} ущерба имуществу других лиц \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}}^{m} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У}_{\text{л}(\text{а })}^{m} , экологического ущерба \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{m} ) от аварии в m-ой точке трассы n-го ПОУ рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.22) при подстановке в нее вместо \text{У}_{a}^{(ij)} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{c( - \text{э})}^{ij} , \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} , \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij} , \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} , \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} , рассчитанных для каждого сценария Cij.

99. Среднее значение ущерба в пределах n-го ПОУ рассчитывается по формуле:

\text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} = \frac{1}{M} \sum_{m = 1}^{M} \text{У}_{a}^{(m)} , (5.23)

где: \text{У}_{a}^{(m)} — математическое ожидание ущерба от аварии в m-ой точке n-го ПОУ;

M — общее число точек пределах n-го ПОУ, в которых моделируется авария МГ и рассчитывается ущерб от аварии.

Средние по n-му ПОУ значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} , прямого производственного ущерба \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} , ущерба имуществу других лиц \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} , экологического ущерба \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} ) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.23) при подстановке в нее вместо \text{У}_{a}^{(m)} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{c( - \text{э})}^{m} , \text{У}_{\text{п}(\text{р })}^{m} , \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{m} , \text{У}_{\text{л}(\text{а })}^{m} , \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{m} , рассчитанных для каждой m-ой точки n-го ПОУ.

100. Среднее значение ущерба в пределах рассматриваемого (k-го) МГ рассчитывается по формуле:

\text{У}_{\text{М}(\text{Г})}^{k} = \frac{1}{N} \sum_{n = 1}^{N} \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} , (5.24)

где: \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} — среднее по n-му ПОУ значение ущерба;

N — общее количество ПОУ на трассе рассматриваемого k-го МГ.

Средние по рассматриваемому (k-му) МГ значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{М}(\text{Г}) - \text{сэ}}^{k} , прямого производственного ущерба \text{У}_{\text{М}(\text{Г}) - \text{пр}}^{k} , ущерба имуществу других лиц \text{У}_{\text{М}(\text{Г}) - \text{им}.\text{др}.\text{л}}^{k} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У}_{\text{М}(\text{Г}) - \text{ла}}^{k} , экологического ущерба \text{У}_{\text{М}(\text{Г}) - \text{экол}}^{k} ) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.24) при подстановке в нее вместо \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} , рассчитанных для каждого n-го ПОУ k-го МГ.

101. Средние значения ущерба и его составляющих по s-му ЛПУМГ, в котором эксплуатируются K газопроводов, рассчитываются, при необходимости, через средние значения ущерба на каждом МГ с учетом долей по протяженности МГ в ЛПУМГ.

Средние значения ущерба и его составляющих по ГТО, состоящему из S ЛПУМГ, рассчитываются, при необходимости, в последовательности, аналогичной изложенной в пункте 99 Руководства, с подстановкой в аналогичные расчетные формулы средних значений ущерба по каждому ЛПУМГ.

7. Алгоритм расчета показателей риска аварий на линейной части магистральных газопроводов

7.1. Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков от аварий на линейной части магистральных газопроводов

102. На данном подэтапе КолАР выполняется расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характеризующих меру опасности от возможных аварий на МГ для людей, проживающих или работающих на территориях, прилегающих к ПОУ рассматриваемых МГ. Расчет ведется на основании рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (пункты 39 - 42 Руководства), условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (пункты 43 - 47 Руководства), зон потенциального поражения (пункты 62 - 69 Руководства) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицированных ПОУ (раздел 3 главы V Руководства) линейной части рассматриваемых МГ.

103. Расчеты индивидуального, коллективного и социального рисков рекомендуется проводить по формулам, изложенным в Руководстве по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

104. Потенциальный риск от аварий на рассматриваемой k-ой нитке МГ в каждом узле E(x, y) расчетной области, покрывающей территорию вблизи МГ, определяется по формуле:

R_{(po)t}^{k}(x,y) = f_{\Delta L} \cdot \sum_{m = 1}^{M} \sum_{1i = 1}^{I} \sum_{j = 1}^{Jt} {}^{()}P_{\text{гиб}}^{(ijm)} \cdot P(C_{ij}|A) , (5.25)

где: f_{\Delta L} — ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке \Delta L n-го ПОУ;

P_{\text{гиб}}^{(ijm)}(x,y) — условная вероятность гибели человека в точке E(x, y) расчетной сетки в результате реализации сценария Cij аварии A в точке x_{n}^{(m)} — середине m-го элементарного отрезка n-го ПОУ;

P(C_{ij}|A) — условная вероятность реализации сценария Cij аварии на n-ом ПОУ;

i — номер группы сценариев, j-номер сценария в группе, m — номер элементарного отрезка в пределах n-го ПОУ, M — общее количество элементарных отрезков в пределах n-го ПОУ.

При наличии нескольких (K) ниток в техническом коридоре МГ значения потенциального риска в каждом узле E(x, y) расчетной области от возможных аварий на любой из ниток этого технического коридора рассчитываются по формуле:

R_{pot}(x,y) = \sum_{k = 1}^{K} R_{(po)t}^{k}(x,y) , (5.26)

где R_{(po)t}^{k}(x,y) — значение потенциального риска в точке E(x, y) расчетной области от возможных аварий на k-ой нитке коридора МГ.

7.2. Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий на линейной части магистральных газопроводов

105. На данном подэтапе КолАР выполняется оценка в денежном выражении (рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с учетом рассчитанных ранее удельных частот (\lambda_{n}) возникновения аварий на каждом ПОУ анализируемых МГ (пункты 39 - 42 Руководства) для каждого уровня производственно-технологической иерархии ГТО (если КолАР проводится для всех МГ в составе ГТО), т.е. для каждого МГ, каждого ЛПУМГ и для ГТО в целом.

106. Ожидаемый от возможных аварий на n-ом ПОУ k-го МГ полный годовой ущерб (руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.27)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.28)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.29)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.30)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.31)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на n-ом ПОУ:

y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} = 0,001 \cdot \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} \cdot \lambda_{n} \cdot L_{n} , (5.32)

где: \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} , \text{У}_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} — средние значения полного ущерба и его составляющих от одной аварии на n-ом ПОУ k-го МГ, руб. (пункт 99 Руководства);

\lambda_{n} — ожидаемая удельная частота аварий на n-ом ПОУ k-го МГ, аварий/(1000 км в год), в соответствии с пунктом 41 Руководства;

Ln — длина n-го ПОУ k-го МГ, км.

107. Ожидаемый от возможных аварий на k-ом МГ s-го ЛПУМГ полный годовой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г})}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} , (5.33)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{сэ}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} , (5.34)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{пр}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} , (5.35)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , (5.36)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{ла}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} , (5.37)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на k-ом МГ:

y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{экол}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} , (5.38)

где: y_{\text{П}(\text{О})\text{У}}^{n} , y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{сэ}}^{n} , y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{пр}}^{n} , y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{ла}}^{n} , y_{\text{П}(\text{О})\text{У } - \text{экол}}^{n} — ожидаемый полный годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на n-ом ПОУ k-го МГ, руб./год (пункт 106 Руководства);

N — общее количество ПОУ в пределах k-го МГ, шт.

108. Ожидаемый от возможных аварий на газопроводах s-го ЛПУМГ полный годовой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г})}^{k} , (5.39)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{сэ}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{сэ}}^{k} , (5.40)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{пр}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{пр}}^{k} , (5.41)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{k} , (5.42)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{ла}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{ла}}^{k} , (5.43)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на МГ s-го ЛПУМГ:

y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{экол}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{экол}}^{k} , (5.44)

где: y_{\text{М}(\text{Г})}^{k} , y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{сэ}}^{k} , y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{пр}}^{k} , y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{k} , y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{ла}}^{k} , y_{\text{М}(\text{Г}) - \text{экол}}^{k} — ожидаемый полный годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на k-ом МГ, руб./год (пункт 107 Руководства);

K — общее количество МГ в пределах s-го ЛПУМГ, шт.

109. Ожидаемый от возможных аварий на всех газопроводах ГТО полный годовой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО}} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У}}^{s} , (5.45)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО } - \text{сэ}} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{сэ}}^{s} , (5.46)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО } - \text{пр}} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{пр}}^{s} , (5.47)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{s} , (5.48)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО } - \text{ла}} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{ла}}^{s} , (5.49)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО:

y_{\text{ГТО } - \text{экол}} = \sum_{s = 1}^{S} y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{экол}}^{s} , (5.50)

где: y_{\text{Л}(\text{П})\text{У}}^{s} , y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{сэ}}^{s} , y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{пр}}^{s} , y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{s} , y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{ла}}^{s} , y_{\text{Л}(\text{П})\text{У } - \text{экол}}^{s} — ожидаемый полный годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на газопроводах s-го ЛПУМГ, руб./год (пункт 108 Руководства);

S — общее количество ЛПУМГ в пределах ГТО, шт.

8. Установление степени опасности аварий и определение наиболее опасных составляющих линейной части магистральных газопроводов

110. При установлении степени опасности аварий на участках ЛЧ МГ руководствуются рекомендациями приложения № 6 Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

9. Разработка рекомендаций по снижению риска аварий на линейной части магистральных газопроводов

111. При разработке рекомендаций по снижению риска аварий на ЛЧ МГ руководствуются положениями, изложенными в пунктах 27 - 30 Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387, и положениями настоящего раздела.

Разработка рекомендаций базируется на результатах предшествующих этапов КолАР ЛЧ МГ, в частности, на результатах идентификации опасностей, расчета показателей риска и оценки степени аварийной опасности участков ЛЧ МГ, которые используются для приоритизации мероприятий, направленных на компенсацию рисков и обеспечение безопасной эксплуатации ЛЧ МГ.

112. Мероприятия (технические решения и организационные меры) по снижению риска аварий рекомендуется разделять на две группы:

меры, направленные на предупреждение аварий (уменьшение вероятности их возникновения);

меры, направленные на снижение последствий возможных аварий.

113. В первой группе мероприятий, которая имеет более высокий приоритет по отношению ко второй, предусматриваются меры по исключению разгерметизации участков МГ и предупреждению аварийных выбросов газа, такие как:

применение материалов и конструкций газопроводов, рассчитанных на обеспечение их прочности и надежной эксплуатации в рабочем диапазоне давлений транспортируемого газа и природных внешних нагрузок;

повышение категории участков газопроводов, идентифицированных как участки с чрезвычайно высокой и высокой степенями опасности аварий;

обеспечение для предотвращения механических повреждений подземных газопроводов проектной глубины заложения в соответствии с требованиями СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», утвержденного приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС, а при необходимости — сверхнормативной глубины заложения, заключение газопроводов на переходах через дороги МГ в стальные патроны;

усиление конструкций подводных переходов газопроводов;

увеличение объема контроля качества сварных стыков различными методами неразрушающего контроля;

усиление контроля надлежащего состояния охранной зоны газопроводов и зоны минимальных расстояний до сторонних объектов, своевременная очистка трасс газопроводов от поросли, проведение проверок наличия знаков закрепления трассы, предупреждающих и запрещающих знаков на переходах через транспортные коммуникации, ограждений воздушных переходов и крановых узлов, створных знаков на переходах через водные преграды;

повышение надежности защиты от общей коррозии и коррозии под напряжением стальных газопроводов с помощью защитных изоляционных покрытий и установок ЭХЗ, в том числе современных автоматизированных комплексов ЭХЗ;

проведение своевременных осмотров трасс газопроводов, ревизий запорной арматуры, оптимизированных (с учетом технического состояния участков) технического обслуживания и ремонтов, внутритрубной дефектоскопии, ежегодной подготовки объектов и оборудования газопроводов к эксплуатации в осенне-зимних условиях и весеннему паводку, ежегодного обследования после весеннего паводка;

осуществление непрерывного контроля давления на крановых узлах с помощью систем линейной телемеханики, расширение функциональности указанных систем в части параметров телеизмерения и телесигнализации;

применение современной системы обнаружения утечек газа;

повышение требований к качеству производства труб и оборудования ЛЧ МГ, заводских испытаний, качеству доставки, погрузки (разгрузки), складирования и хранения труб и оборудования, качеству СМР;

проведение периодических испытаний на прочность и герметичность ЛЧ МГ;

повышение эффективности охраны ЛЧ МГ и мер защиты от вандализма и терроризма.

114. Во второй группе мероприятий предусматриваются меры по предупреждению развития аварий на ЛЧ МГ, локализации выбросов газа, локализации распространения поражающих факторов аварий, защите потенциальных реципиентов, такие как:

применение автоматики аварийного закрытия линейных кранов и системы телемеханики, обеспечивающих в случае разгерметизации газопровода оперативное перекрытие аварийной секции;

корректировка размеров зон минимальных расстояний до сторонних объектов;

своевременное обновление и оптимизация «Плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий», оптимизация периодичности проведения противоаварийных тренировок персонала ЛПУМГ,

оптимизация сил и средств для оперативной локализации и ликвидации аварий и др.

115. Выбор наиболее эффективных мер по снижению риска может быть выполнен двумя альтернативными способами:

при заданных ресурсах формируют оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих максимально возможное при этих ресурсах снижение риска аварий на наиболее опасных участках ЛЧ МГ;

минимизируя затраты, выбирают оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих снижение риска аварий на ЛЧ МГ до допустимых значений.

VI. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ РИСКА АВАРИЙ НА ПЛОЩАДОЧНЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Общий алгоритм количественного анализа риска аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

116. При проведении КолАР для площадочных объектов рекомендуется следовать основным этапам количественного анализа риска аварий на ОПО, которые приведены в Руководстве по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387, и конкретизированы в настоящей главе.

117. К площадочным объектам МГ в рамках положений Руководства отнесены линейные КС МГ, ГРС и АГНКС.

118. При проведении анализа риска под аварией на площадочном объекте подразумевается разрыв технологического трубопровода на полное сечение или разрушение сосуда, аппарата, технологической установки, ГПА (или компрессорной установки на АГНКС), насоса, включая их трубопроводную обвязку, сопровождающиеся выбросом содержащегося (обращающегося) в этом трубопроводе (сосуде, аппарате, ГПА, установке, насосе, трубопроводной обвязке) опасного вещества с воспламенением или без воспламенения.

2. Планирование и организация работ

119. В состав исходных информационных материалов для выполнения этапа планирования и организации работ по анализу риска для площадочных объектов входит:

ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения КолАР для данного площадочного объекта;

информация о фоновом риске техногенных происшествий для населения и персонала в регионах размещения площадочного объекта, предельно допустимом риске для населения и персонала, установленных для аналогичных объектов за рубежом, а также о рекомендуемых для Российской Федерации значениях предельно допустимого риска.

Последовательность выполнения этапа отражена в пунктах 120 - 124 Руководства.

120. Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами, указываемыми в ТЗ для площадочных объектов, как правило, являются:

разработка вновь ДПБ для действующего(их) площадочного(ых) ОПО;

разработка ДПБ, перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера для ОПО в составе проектной документации, ОБ или СТУ в составе проектной документации/документации на строительство, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию или ликвидацию площадочного(ых) ОПО;

проведение анализа риска для обоснования основных компоновочных решений для площадочного(ых) ОПО на ранних этапах проектирования;

разработка паспорта(ов) безопасности для действующего(их) ОПО;

разработка ПМЛЛПА ОПО.

В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ определяются цели, задачи, глубина анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с нижеследующими рекомендациями.

121. Определение цели, задач и глубины анализа риска проводится аналогично изложенному в пункте 19 Руководства для ЛЧ МГ.

122. Организация группы специалистов для выполнения КолАР.

Необходимая численность специалистов в составе конкретной группы определяется количеством анализируемых площадочных объектов и опасных составляющих площадочного объекта (далее — ОСПО) в их составе и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами КолАР) глубиной анализа.

123. Описание анализируемого площадочного объекта и его инфраструктурного окружения выполняется на основе анализа и систематизации следующих информационных материалов и исходных данных:

общие сведения о заказчике проекта (только для проектируемых объектов) (наименование, адрес, телефон, ФИО руководителей);

общие сведения об эксплуатирующей (или намеченной к роли таковой — для проектируемых объектов) организации (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);

технологическая схема объекта с узлом подключения к МГ, газопроводу-отводу или подводящему газопроводу;

план объекта с узлом подключения к МГ, газопроводу-отводу или подводящему газопроводу с газопроводами-шлейфами и инфраструктурой прилегающей территории (с населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными препятствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);

перечень и конструктивно-технологические параметры МГ или газопровода-отвода вблизи узла подключения (например, название, диаметр, давление, категория участка, протяженность, расстановка линейных кранов, данные по трубам и трубным сталям, изоляционным покрытиям);

описание природно-климатических условий района расположения объекта;

характеристики грунтов (например, коррозионные, механические, мерзлотные) на площадочном объекте и вблизи него;

перечень и технико-технологические характеристики оборудования площадочного объекта;

технические характеристики системы автоматизации, дистанционного управления и телемеханики для рассматриваемого объекта;

перечень отклонений размещения инфраструктурных объектов на прилегающих к анализируемому объекту территориях от требований нормативных документов по минимальным безопасным расстояниям;

данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;

данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;

перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться источником ЧС для площадочных объектов;

численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего персонала по территории производственной площадки объекта;

данные об имевших место авариях на анализируемом площадочном объекте и аналогичных объектах;

результаты диагностических обследований и данные о проведенном ремонте оборудования объекта.

124. Обоснование уровней допустимого риска для площадочных объектов осуществляется в соответствии с пунктом 22 Руководства.

3. Алгоритм идентификации опасностей с определением сценариев аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

125. При анализе риска для площадочных объектов в качестве источников опасности идентифицируются такие ОСПО, как: основные технологические газопроводы, емкости, аппараты, ГПА, технологические установки, транспортирующие или содержащие природный газ, а также трубопроводы, аппараты, установки и емкости вспомогательного производства, транспортирующие или содержащие турбинное масло, метанол, одорант, газовый конденсат, дизельное топливо, бензин, керосин и другие ГСМ. Процедура идентификации заключается в определении опасных свойств и параметров состояния опасных веществ, расчете их количеств для разных ОСПО, перечислении возможных физических проявлений аварий для ОСПО, определении возможных причин аварий, выделении ОСПО, наиболее опасных для жизни и здоровья персонала и населения.

126. Состав информационных материалов для выполнения данного этапа:

справочные материалы по характеристикам опасных веществ;

технологическая схема площадочного объекта с указанием всех технологических линий, в которых обращаются опасные вещества;

план производственной площадки объекта с прилегающей территорией;

перечень и конструктивно-технологические параметры трубопроводов, аппаратов, агрегатов, установок и емкостей, в которых обращаются опасные вещества;

описание природно-климатических условий района расположения объекта.

Последовательность выполнения этапа отражена в пунктах 127 - 131 Руководства.

127. Определение и представление опасных свойств всех опасных веществ, обращающихся на объекте, проводится аналогично пункту 25 Руководства.

128. Расчет количества опасных веществ для площадочных объектов выполняется при разработке ДПБ в соответствии с требованиями соответствующих нормативных документов Ростехнадзора и определении класса опасности ОПО.

В остальных случаях процедура определения количества опасных веществ, как одного из показателей опасности объекта, является рекомендуемой, но не обязательной.

Расчет выполняется отдельно для каждой технологической составляющей объекта с последующим суммированием полученных значений. Последовательность приближенного расчета приведена в приложении № 3 Руководства.

129. Определение возможных причин и условий возникновения аварий.

129.1. Причины аварий на подземных газопроводах площадочных объектов в значительной мере аналогичны причинам аварий для линейной части МГ (пункт 27 Руководства).

129.2 Основными факторами, способствующими возникновению аварий на КС МГ, являются:

наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т.п., т.е. мест с усложненной технологией проведения СМР, ухудшенным контролем качества сварных швов, повышенной концентрацией напряжений;

наличие значительного числа переходов подземных газопроводов в надземные, являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;

сложная пространственная стержневая конструкция надземных газопроводов обвязки компрессорных агрегатов в цехах с большим числом жестких и скользящих опор, испытывающая значительные переменные температурные и газодинамические (вибрационные) нагрузки, особенно со стороны нагнетания;

повышенная вибрация газопроводов, а также просадка газопроводов и опор;

дефекты изготовления оборудования (в первую очередь фасонных частей и арматуры);

погрешности монтажа;

недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное выполнение ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, аппаратов;

неисправности или отсутствие систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

неудовлетворительное техническое состояние оборудования, его конструктивные недостатки, физический и моральный износ;

недостаточная профессиональная подготовка производственного персонала.

Аварии на установках, аппаратах и агрегатах объектов КС МГ происходят, как правило, по следующим причинам:

разгерметизация фланцевого соединения на входе (выходе) установки, аппарата или агрегата;

разгерметизация корпуса установки, аппарата или агрегата;

разрушение фундаментных опор под установкой, аппаратом или агрегатом;

разгерметизация торцовых уплотнений установки, аппарата или агрегата;

разгерметизация клапанов на трубопроводах обвязок установок, аппаратов и агрегатов;

порыв маслопровода;

порыв (трещина) на полное сечение газопровода выхлопа импульсного или пускового газа;

разгерметизация камеры сгорания турбины;

отказ системы зажигания в камере сгорания турбины;

самопроизвольное закрытие шарового крана на технологической линии природного газа;

самопроизвольное закрытие клапанов на газо(масло)проводах управления установок, аппаратов или агрегатов;

отказы отсекающей арматуры на технологических коммуникациях;

коррозия;

большой износ оборудования при недостаточно качественном диагностическом контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, сосудов, арматуры;

внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного характера (теракт);

нарушения правил технической эксплуатации.

129.3. Возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий на ГРС и АГНКС, в основном, те же, что на КС:

обращение в газопроводах и аппаратуре взрывоопасного газа высокого и среднего давления;

наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей, т.е. мест с повышенной концентрацией напряжений;

наличие переходов подземных газопроводов в надземные, являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;

сложная пространственная стержневая конструкция надземных газопроводов;

заводские дефекты оборудования (арматуры, труб);

большой износ оборудования ГРС при недостаточно качественном диагностическом контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, арматуры;

ошибки проекта (например, отсутствие обратного клапана на линии аккумуляторов АГНКС);

нарушение персоналом ПТЭ и ПТБ, ошибки персонала из-за невнимательности или некомпетентности;

внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного характера (теракт).

Вторичными типовыми причинами аварий могут быть неисправности предохранительных клапанов, регуляторов давления, запорной арматуры, защитной автоматики, образование гидратов в газопроводах, неисправности эжекторов в линии заправки расходных емкостей одоранта.

Кроме того, на АГНКС, в силу специфики их назначения, дополнительными причинами аварий могут быть:

присутствие на территории посторонних лиц (водителей заправляемых автомобилей), которые по неосторожности или намеренно могут повредить технологические элементы АГНКС;

возможные неисправности газобаллонной аппаратуры (например, вентилей баллонов) заправляемых автомобилей, что может привести к срыву заправочной головки с выбросом газа.

129.4. На подэтапе определения возможных причин аварий при анализе конкретной ОСПО рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий применительно именно к этой составляющей объекта с учетом реальных условий эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации составляющих объекта: трубопроводов, установок, аппаратов, агрегатов.

130. Предварительная идентификация опасных составляющих площадочных объектов.

Опасные составляющие площадочного объекта, для которых в дальнейшем рассчитываются показатели риска, выделяются на основе подробного анализа технологической схемы, генплана, перечня основного технологического оборудования объекта с учетом рассмотренных в пункте 129 Руководства возможных физических проявлений аварий.

130.1 На КС МГ рекомендуется выделять следующие ОСПО:

участок МГ вблизи КС со стороны низкого давления;

участок МГ вблизи КС со стороны высокого давления;

обводная линия КС;

крановые узлы на узле подключения;

входной газопровод-шлейф;

выходной газопровод-шлейф;

входной и выходной коллекторы пылеуловителей;

пылеуловители с трубопроводной обвязкой;

всасывающий коллектор ГПА;

нагнетательный коллектор ГПА;

газопровод пускового контура;

ГПА в укрытии или здании КЦ;

всасывающие газопроводы в составе надземной обвязки ГПА;

нагнетательные газопроводы в составе надземной обвязки ГПА;

газопроводы пускового контура в составе надземной обвязки ГПА;

коллекторы АВО газа;

блок АВО газа с обвязкой;

установка подготовки топливного, пускового, импульсного газа.

130.2 На ГРС рекомендуется выделять следующие ОСПО:

входной газопровод;

узел переключения;

узел очистки

узел подогрева газа (предотвращения гидратообразования);

узел редуцирования;

узел измерения расхода газа;

узел сбора конденсата;

узел одоризации;

выходные газопроводы.

130.3 На АГНКС рекомендуется выделять следующие ОСПО:

входной газопровод АГНКС;

входной сепаратор;

газопровод подачи газа в машинный зал (от сепаратора до компрессорной установки);

компрессорная установка с трубопроводной обвязкой в машинном зале;

газопровод надземный от компрессорной установки до аккумуляторов газа;

газопровод надземный от аккумуляторов до коллектора газораздаточных колонок;

газораздаточные колонки.

131. Определение расчетных сценариев аварий на площадочных объектах МГ.

131.1. Возможные физические проявления аварий на ОСПО определяются взрыво- и (или) пожароопасностью природного газа, метанола, турбинного масла, дизельного топлива и др. ГСМ, а также высокими значениями давления в соответствующих ОСПО.

Природный газ по токсикологическим характеристикам относится к 4-му классу опасности (слаботоксичные вещества), и по этой причине проявления аварии, связанные с токсическим поражением, не рассматриваются. Для ГРС необходимо рассмотреть токсичность используемых одорирующих средств.

С учетом этого основными физическими проявлениями аварий и сопровождающими их поражающими факторами на площадочных объектах являются следующие:

а) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с природным газом под давлением с выбросом (истечением) и воспламенением газа и образованием струевых пламен или колонного пожара с распространением вблизи места аварии поражающих факторов: осколков (фрагментов трубы), воздушной волны сжатия, образующейся в начальные моменты истечения сжатого газа в атмосферу, скоростного напора струи газа, прямого воздействия пламени, теплового излучения от пламени;

б) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с истечением природного газа в атмосферу, его рассеиванием, образованием зоны загазованности и последующим задержанным воспламенением и дефлаграционным сгоранием газовоздушной смеси;

в) утечка природного газа внутри производственного помещения с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси, воспламенение смеси и ее взрывное превращение в дефлаграционном режиме с образованием волны сжатия и пожара колонного типа в загроможденном пространстве;

г) утечка турбинного масла из патрубков масла ГПА, попадание его на горячие поверхности ГПА и возгорание с развитием пожара внутри здания компрессорного цеха или укрытия ГПА с переходом в пожар колонного типа;

д) взрыв ТВС в емкостях с метанолом, дизельным топливом, бензином с последующим разливом и воспламенением горючих жидкостей, а также горением в виде пожара разлития с распространением вблизи места аварии поражающих факторов: осколков емкостей, воздушной волны сжатия, прямого воздействия пламени и теплового излучения от пламени;

е) утечка горючей термодинамически стабильной жидкости (дизельного топлива, турбинного масла, бензина, метанола) из емкости, резервуара, технологического трубопровода с образованием лужи разлития и испарением жидкости с поверхности разлива; воспламенение взрывопожароопасных паров жидкости (ТВС) от какого-либо источника зажигания, находящегося вблизи лужи разлития с возникновением воздушной волны сжатия, образующейся при взрывном сгорании смеси, прямого воздействия пламени при сгорании облака ТВС и теплового излучения от пламени пожара разлития;

ж) токсическое воздействие одоранта при аварийной разгерметизации емкостей или трубопроводов с одорантом на ГРС.

131.2. Сценарный анализ для площадочных объектов рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей группы Ci сценариев и входящие в них расчетные сценарии Cij. При формировании сценарных групп и расчетных сценариев рекомендуется учитывать не все возможные физические проявления аварий на площадочных объектах, перечисленные в пункте 130.1 Руководства, а наиболее значимые из них, характеризующиеся наиболее масштабными поражающими факторами с тяжелыми последствиями.

Для обеспечения четкой формализации вероятностных расчетов на дальнейших этапах расчета риска типовые группы Ci расчетных сценариев формируют отдельно для каждого из следующих типов ОСПО, идентифицируемых с помощью соответствующих буквенных шифров:

участки подземных технологических газопроводов: шифр — «ГП»;

участки надземных наружных технологических газопроводов, включая наружную обвязку ГПА на КС, обвязку наружных емкостей и аппаратов и сами емкости под давлением газа на всех рассматриваемых в настоящем Руководстве площадочных объектах: шифр — «ГНН»;

участки надземных внутренних технологических газопроводов, расположенных внутри помещений (включая обвязку ГПА внутри укрытий ГПА или зданий компрессорных цехов, обвязку закрытых блоков подготовки топливного, пускового импульсного газа на площадках КС, обвязку газотурбинных электростанций, газопроводы внутри блоков редуцирования ГРС, помещений компрессорных установок АГНКС): шифр — «ГНВ»;

технологические жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных жидкостей, емкости ГСМ, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой: шифр — «ЖС»;

131.3. Исходным событием каждого расчетного сценария Cij является событие A, обозначающее аварийную разгерметизацию одного из M элементов (или элементарных участков — для трубопроводов), на которые для расчетных целей разбивается каждая ОСПО из числа перечисленных в пункте 130.2 Руководства и находящихся в пределах рассматриваемого площадочного объекта. Для расчетных целей рекомендуется идентифицировать указанные элементы (элементарные участки) с помощью буквенно-цифрового шифра следующего вида:

ПОk-ОСПОn-m (6.1)

где: ПО — буквенный шифр (аббревиатура) типа площадочного объекта со следующими возможными вариантами: КС, ГРС, АГНКС;

k — номер площадочного объекта данного типа, условно присваиваемый площадочному объекту при рассмотрении нескольких площадочных объектов одного типа в рамках выполняемой работы по КолАР;

ОСПО — буквенный шифр (аббревиатура) типа ОСПО на данном площадочном объекте со следующими возможными вариантами (пункт 131.2 Руководства): ГП, ГНН, ГНВ, ЖС;

n — номер, присвоенный конкретной ОСПО на k-ом площадочном объекте;

m — номер элемента (или элементарного участка) рассматриваемой ОСПО.

131.4. При рассмотрении аварийных событий на каждом m-ом элементе (элементарном участке) той или иной n-ой ОСПО сформированная совокупность расчетных сценариев {Cij} представляет собой полную группу несовместных событий с соблюдением следующего равенства:

\sum_{i = 1}^{I} \sum_{j = 1}^{Ji} {}^{()}P(C_{ij}|A) = 1 , (6.2)

где: I — общее количество сценарных групп для данного типа ОСПО;

J(i) — общее количество расчетных сценариев в i-той группе,

P(C_{ij}|A) — условная вероятность реализации расчетного сценария Cij при условии возникновения аварии A.

131.5. Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГП (подземные технологические газопроводы) по физическим проявлениям аналогичны 4-м группам сценариев, описанным для ЛЧ подземных МГ. Эти группы обозначаются C_{i}^{(\text{ГП })} (где i = 1, 2, ... I — номер группы сценариев, I = 4 — общее число групп сценариев для ОСПО типа ГП). Перечень групп с описанием приведен в таблице № 14.

Таблица № 14

Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГП (подземные технологические газопроводы)

131.6. Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНН (надземные наружные технологические газопроводы) обозначаются C_{i}^{(\text{ГНН })} (где i = 1, 2, ... I — номер группы сценариев, I = 3 — общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНН) и приведены в таблице № 15.

Таблица № 15

Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГНН (надземные наружные технологические газопроводы)

131.7. Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние технологические газопроводы) обозначаются C_{i}^{(\text{ГНВ})} (где i = 1, ... I — номер группы сценариев, I = 2 — общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНВ) и приведены в таблице № 16.

Таблица № 16

Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние технологические газопроводы)

131.8. Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ЖС (технологические жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных жидкостей, емкости ГСМ, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой) обозначаются C_{i}^{(\text{ЖС })} (где i = 1, ... I — номер группы сценариев, I = 2 — число групп сценариев для ОСПО типа ЖС) и приведены в таблице № 17.

Таблица № 17

Группы сценариев аварий для ОСПО типа ЖС (технологические жидкостные трубопроводы горючих стабильных жидкостей, емкости ГСМ, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой)

131.9. Расчетный j-ый сценарий Cij i-ой группы сценариев для той или иной ОСПО — это один из вариантов реализации соответствующей типовой последовательности событий из таблиц № 14 - 17. Конкретная реализация сценария определяется рядом факторов, влияющих на интенсивность и характер поступления опасных веществ в атмосферу («функцию источника»), на особенности распространения опасных веществ или энергии (например, тепловой радиации, волн сжатия) в конкретных условиях инфраструктурного окружения, на время и эффективность локализации аварии на той или иной ОСПО. Указанные «задающие» расчетный сценарий факторы опосредованно или напрямую влияют на конфигурацию и размеры зоны воздействия — термического, токсического, барического, механического. Поэтому в конечном итоге каждый идентифицированный в ходе анализа риска ОСПО расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем случае конфигурацией и размерами зоны опасного воздействия доминирующего поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.

Ряд влияющих факторов, которые рекомендуется учитывать при формировании расчетных сценариев, в том числе на площадочных объектах, а также общие подходы к формированию набора расчетных сценариев внутри каждой группы сценариев описаны в пункте 32 Руководства.

Применительно к площадочным объектам важнейшими задающими факторами (кроме указанных в пункте 32 Руководства), которые в большинстве случаев рекомендуется учитывать при формировании расчетных сценариев, являются:

факторы, связанные с адекватностью реагирования диспетчера объекта на аварию;

факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и временем срабатывания (перекрытия) отсечной запорной арматуры;

факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и временем срабатывания штатных средств пожаротушения, аварийной вентиляции, других пассивных и активных средств защиты.

131.10. Процедуру формирования расчетных сценариев для каждой заранее выделенной n-ой ОСПО рекомендуется выполнять с использованием метода построения деревьев событий). Исходным событием каждого дерева должно быть событие A — разгерметизация (разрыв) m-го элемента ОСПО, которое (т.е. событие A) может иметь дальнейшее развитие в рамках, указанных в таблицах № 14 - 17 (в зависимости от типа рассматриваемой ОСПО) групп сценариев. При этом каждый узел (разветвление) дерева событий отражает «вмешательство» в ход событий одного из учитываемых влияющих («задающих») факторов, указанных в пункте 131.9 Руководства. После учета при построении дерева всех заранее заданных влияющих факторов получившееся на выходе дерева общее число конечных ветвей соответствует общему числу I · J расчетных сценариев аварии на m-м элементе n-ой ОСПО, образующих полную группу несовместных событий (рисунок 4).

При выполнении данной процедуры пользователь по своему усмотрению путем задания влияющих факторов может определить общее количество расчетных сценариев аварии на m-м элементе n-ой ОСПО, но в любом случае оно не должно быть меньше числа I групп сценариев, рекомендуемого в таблицах № 14 - 17 (т.е. по каждой группе сценариев определяют не менее одного расчетного сценария).

Рис. 4. Пример «дерева событий» (числа обозначают условные вероятности промежуточных событий, РА — развитие аварии, ПИ — прекращение истечения)

131.11. При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО КС МГ рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице № 18.

Таблица № 18

Опасные составляющие КС и соответствующие им группы сценариев аварий

Для получения консервативной оценки показателей риска КС при формировании расчетных сценариев аварий на КС МГ рекомендуется принимать, что при разрывах основных технологических газопроводов, разрушениях емкостей, аппаратов и обвязки ГПА, расположенных на площадке КС, имеет место:

срабатывание обратного клапана, установленного на выходе КС и препятствующего обратному потоку газа из МГ, подключенного со стороны высокого давления КС;

отказ системы дистанционного управления краном № 7 (на входе КС) на его закрытие и развитие аварии с подключенным к КС участком МГ со стороны входа на КС.

131.12. При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО ГРС рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице № 19.

Таблица № 19

Опасные составляющие ГРС и соответствующие им группы сценариев аварий

131.13. При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО АГНКС рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице № 20.

Таблица № 20

Опасные составляющие АГНКС и соответствующие им группы сценариев аварий

4. Алгоритм оценки ожидаемых частот возникновения аварий и реализации сценариев аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

4.1. Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

132. При определении ожидаемой частоты аварий на площадочных объектах рекомендуется использовать результаты анализа статистической информации Ростехнадзора по авариям и отказам на КС, ГРС, АГНКС.

132.1. Для действующих КС МГ, построенных до 2000 г., в качестве консервативных оценок удельной частоты аварий (аварийной разгерметизации) различных ОСПО рекомендуется использовать значения, приведенные в таблице № 21.

Примечание. Частота аварий на условно «точечных» ОСПО (ГПА, сепараторах, пылеуловителях, АВО газа и др.) включает в себя и частоту аварий на трубопроводной обвязке этих ОСПО.

132.2. Для действующих ГРС, построенных до 2000 г., в качестве консервативных оценок удельной частоты аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется использовать значения, приведенные в таблице № 22.

Таблица № 21

Рекомендуемые консервативные значения ожидаемой удельной частоты разгерметизации технологических элементов ОСПО на действующих КС МГ постройки до 2000 г.

Таблица № 22

Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой удельной частоты разгерметизации технологических элементов ОСПО на действующих ГРС

132.3. Для действующих АГНКС в качестве консервативных оценок удельной частоты аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется использовать значения, приведенные в таблице № 23.

Таблица № 23

Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой удельной частоты разгерметизации технологических элементов ОСПО на действующих АГНКС

133. Использование приведенных в пункте 132 Руководства консервативных оценок частот в процедуре анализа риска рекомендуется в следующих случаях:

при отсутствии в полном объеме технологической и технической документации по объекту;

при отсутствии в полном объеме регламентов обслуживания технологических систем КС, ГРС, АГНКС;

при отсутствии данных по внутритрубной дефектоскопии газопроводов-шлейфов, коллекторов и технологических обвязок аппаратов и установок;

при нарушениях сроков проведения диагностических и ремонтных работ;

при имеющихся неустраненных замечаниях, касающихся работ по диагностике, ремонту и техническому обслуживанию, со стороны надзорных органов (организаций).

134. При безусловном выполнении всех указанных в пункте 133 Руководства требований к организационно-техническим мероприятиям для площадочных объектов, предусмотренных нормативными документами в области промышленной безопасности, указанные в пункте 132 Руководства значения ожидаемой удельной частоты аварий уменьшают в k раз, где k находится в диапазоне от 1 до 2 и выбирается с учетом условий эксплуатации объекта, уровня культуры производства, срока службы применяемого оборудования и показателей его надежности.

135. Для проектируемых площадочных объектов указанные в пункте 132 Руководства значения ожидаемой удельной частоты аварий уменьшают в 10 раз.

136. Для условно «точечных» элементов (ГПА, сепараторов, пылеуловителей, АВО газа и др.) ожидаемая частота аварий fnm совпадает с удельной частотой аварий \lambda_{nm} , значения которой для различных «точечных» элементов приведены в таблицах № 21 - 23 Руководства. Для каждого n-го ОСПО, состоящего из M таких элементов, абсолютная ожидаемая частота аварий fn определяется как сумма ожидаемых частот аварий fnm на этих элементах.

137. С целью установления влияния на ожидаемую частоту аварий специфических условий функционирования площадочных объектов, проводимых на них ремонтов, изменяющихся природных условий рекомендуется оценивать вариабельность частоты методами логико-вероятностного моделирования по приложению № 6 Руководства.

4.2. Оценка условных вероятностей и ожидаемых частот реализации расчетных сценариев аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

138. На данном этапе КолАР для каждой рассматриваемой ОСПО на анализируемом площадочном объекте определяются условные вероятности P(C_{ij}|A) реализации каждого расчетного сценария Cij (при условии, что произошла разгерметизация (разрушение) ОСПО — событие A) из сформированного на предыдущем этапе набора сценариев {Cij} для каждого m-го элемента ОСПО.

139. При определении условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на различных ОСПО рекомендуется базироваться на основных положениях методических подходов, описанных в подразделе 4.2 раздела 4 главы V Руководства, предусматривающих построение деревьев событий. В деревья событий, кроме основных событий, связанных с разгерметизацией ОСПО, загоранием/незагоранием опасного вещества, влиянием на характер (вид) истечения опасного вещества, метеоусловиями включают промежуточные события, связанные:

с возможными ошибками Очел диспетчера объекта при обнаружении и локализации аварии, условные вероятности P(\text{О}_{\text{чел}}|A) которых (т.е. ошибок человека) рекомендуется определять с использованием имеющихся статистических данных и результатов экспертных оценок;

со срабатыванием/несрабатыванием T_{\text{ЗА}},\overline{T_{\text{ЗА}}} автоматической и дистанционно управляемой запорной арматуры, расположенной на территории площадочного объекта, что влияет на динамику и продолжительность аварийного истечения опасного вещества в окружающую среду; при этом соответствующие условные вероятности P(\overline{T_{\text{ЗА}}}|A) рекомендуется определять на основе статистических данных по отказам и паспортных данных по надежности запорной арматуры, привода и арматуры и системы управления приводом;

со срабатыванием/несрабатыванием T_{\text{ПЖТ}},\overline{T_{\text{ПЖТ}}} штатных средств пожаротушения, аварийной вентиляции, других пассивных и активных средств защиты; при этом соответствующие условные вероятности P(\overline{T_{\text{ПЖТ}}}|A) рекомендуется определять на основе имеющихся статистических данных по отказам данного оборудования, а также паспортных данных по его надежности;

140. Для подземных технологических газопроводов площадочного объекта при определении условных вероятностей P(C_{ij}^{(\text{ГП })}|A) реализации расчетных сценариев C_{ij}^{(\text{ГП })} аварии допускается использовать в полном объеме методический подход, описанный в пункте 45 Руководства. При этом для примыкающих к КС, ГРС, АГНКС участков МГ (или соответственно, газопроводов-отводов, подводящих газопроводов), а также для входного и выходного подземных газопроводов-шлейфов КС рекомендуется принимать значения условных вероятностей промежуточных событий, приведенные в таблице № 9 Руководства.

Для остальных подземных технологических газопроводов, расположенных в условиях плотной производственной застройки площадочного объекта с наличием постоянно, периодически или эпизодически действующих источников зажигания, рекомендуется увеличить приведенные в первой графе таблицы № 9 Руководства значения условной вероятности «мгновенного» (сразу после разгерметизации) загорания истекающего газа на 30%.

141. При рассмотрении аварий на надземных наружных и внутренних трубопроводах, емкостях, аппаратах, установках условную вероятность «мгновенного» загорания горючего опасного вещества задают в диапазоне значений 0,8 — 1,0 в зависимости от плотности размещения оборудования и/или сооружений, среди которых находится анализируемый технологический элемент, и близости постоянно, периодически или эпизодически действующих источников зажигания.

142. Рекомендуемая формула расчета условной вероятности реализации j-го сценария с пожаром на примере аварии из группы сценариев C_{1}^{(\text{ГНН })} ) с разгерметизацией надземного наружного газопровода с возникновением и развитием открытого пожара колонного типа в загроможденном пространстве имеет вид

P(C_{1j}^{(\text{ГНН })}|A) = P(B|A) \cdot P(\overline{T_{\text{ЗА}}}|A) \cdot P(\overline{T_{\text{ПЖТ}}}|AB) \cdot P(C_{1}^{(\text{ГНН })}|AB) \cdot P(\text{и}_{\psi\varphi}) , (6.3)

где: P(B|A) — условная вероятность «мгновенного» загорания истекающего газа;

P(\overline{T_{\text{ЗА}}}|A) — условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна изолировать аварийный участок;

P(\overline{T_{\text{ПЖТ}}}|AB) — условная вероятность несрабатывания средств пожаротушения;

P(C_{1}^{(\text{ГНН })}|AB) — условная вероятность реализации сценарной группы C_{1}^{(\text{ГНН })} при условии, что произошло загорание истекающего газа. Зависит от степени загроможденности пространства: чем больше степень загроможденности, тем больше вероятность сценариев из группы C_{1}^{(\text{ГНН })} «Пожар колонного типа в загроможденном пространстве»;

P(\text{и}_{\psi\varphi}) — относительная частота повторяемости в году скорости ветра и \text{и}\psi\varphi в \psi -том диапазоне скоростей и \varphi -ом географическом направлении (общее количество \Psi размеры диапазонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число румбов — Ф) задаются пользователем).

143. Ожидаемая удельная частота \lambda cij - nm реализации сценария Cij аварии на m-ом элементе n-ой ОСПО рассчитывается по формуле:

\lambda cij - nm = \lambda nm \cdot P^{nm}(C_{ij}) , (6.4)

где: \lambda nm — ожидаемая удельная частота аварии на m-ом элементе n-ой линейной или точечной ОСПО, 1/(м·год) или 1/(элемент·год);

P(mn)(Cij) — условная вероятность реализации сценария Cij на m-ом элементе n-ой ОСПО.

5. Алгоритм расчета процессов формирования, распространения и воздействия на потенциальные реципиенты поражающих факторов аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

5.1. Расчет интенсивности и объемов выбросов опасных веществ при авариях на площадочных объектах магистральных газопроводов

144. На данном подэтапе КолАР определяются интенсивности, объемы или массы (в том числе массы опасных веществ, непосредственно участвующих в создании поражающих факторов аварии) и продолжительности аварийных выбросов опасных веществ для заданных (в рамках расчетных сценариев аварий) вариантов нарушений герметичности ОСПО (т.е. размеров отверстий истечения) и вариантов перекрытия потоков углеводородов запорной арматурой.

145. Расчет интенсивности G(\tau) нестационарного истечения газа при разрыве технологических газопроводов выполняют, рассматривая отдельно аварийные потоки газа с интенсивностями G_{1}(\tau) и G_{2}(\tau) из двух концов разрушенного газопровода, разделенного разрывом на два аварийных участка: верхний и нижний (относительно точки разрыва газопровода по доаварийному потоку газа: верхний — с более высоким начальным давлением, нижний — с более низким начальным давлением).

При рассмотрении случаев разгерметизации аппаратов, емкостей рассчитывается интенсивность истечения G(\tau) из образовавшегося единственного отверстия разрыва.

При этом в качестве основных влияющих на интенсивность истечения параметров учитывают: диаметр отверстия истечения; фактическое доаварийное давление газа в месте разгерметизации; местоположение аварийного элемента ОСПО в общей технологической схеме; время, требуемое для закрытия кранов либо в автоматическом режиме (минимальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления (время закрытия зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера), либо с участием персонала объекта вручную по месту расположения кранов (время отсечения в данном случае в основном определяется временем прибытия персонала к местам расположения запорной арматуры).

Интенсивность истечения газа рекомендуется рассчитывать с помощью математических моделей, приведенных в приложении № 7 Руководства, либо в Руководстве по безопасности «Методика оценки риска аварий на технологических трубопроводах, связанных с перемещением взрывопожароопасных газов», утвержденном приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 410. При расчетах интенсивности истечения газа при авариях на КС МГ в качестве одного из основных вариантов перекрытия запорной арматуры рекомендуется рассматривать закрытие (в течение первых 30 секунд после аварийной разгерметизации) обратного клапана на выходном газопроводе-шлейфе и отказ закрытия входного(ой) крана (задвижки) на входном газопроводе-шлейфе.

146. При расчете объема (массы) выброшенного при аварии транспортируемого газа дополнительно к перечисленным в пункте 145 Руководства параметрам учитывают продолжительность идентификации факта аварии на диспетчерских пунктах управления технологическим режимом объекта.

147. При определении количества Mав выброшенного газа учитывается вся масса газа, которая может попасть в окружающую среду через отверстие разгерметизации за время, необходимое по технологическому регламенту на локализацию и ликвидацию аварии. При отсутствии в технологическом регламенте указанного значения времени, его определяют, рассматривая три вида оценок: оптимистическую (автоматическое закрытие кранов), среднюю (закрытие крана диспетчером с учетом времени на идентификацию аварии) и пессимистическую (ручное закрытие кранов).

148. Массы Mпф опасных веществ, участвующие в создании поражающих факторов аварии на площадочных объектах, зависят от вида поражающего фактора.

Количество природного газа, участвующее в формировании зон действия воздушной волны сжатия Mпф-ввс и осколочного воздействия Mпф-оск определяется:

для технологических газопроводов — параметрами газопровода (условным диаметром и рабочим давлением);

для емкостного оборудования — массой газа в объеме внутренней полости резервуара, емкости, аппарата.

Количество опасного вещества, участвующее в создании тепловой радиации пожара Mпф-т, в каждый данный момент времени определяется интенсивностью горения (кг/с) газообразных продуктов, либо выбрасываемых из отверстия разгерметизации, либо поступающих в зону горения с поверхности пролива. При этом для потенциальных реципиентов наиболее критично воздействие пламени и тепловой радиации в течение первых минут после разрыва, поскольку наибольшие масштабы поражающего теплового воздействия имеют место именно на этом временном отрезке.

5.2. Расчет распространения поражающих факторов аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

149. На данном подэтапе КолАР для каждого расчетного сценария Cij аварии определяется распределение в пространстве основных физических характеристик (размеров зон воздействия) характерных для данного сценария следующих поражающих факторов аварии:

осколков разрушенной ОСПО (газопровода, емкости, аппарата или другого технологического оборудования);

ВУВ и ВВС (в условиях загроможденного пространства на площадочных объектах учитывается не только ВУВ от физического взрыва, но и ВВС, возникающая при воспламенении газа);

динамического давления высокоскоростных струй газа;

загазованности;

тепловой радиации от пожара (в т.ч. прямого воздействия пламени);

тепловой радиации от пожара разлития.

150. Расчет пространственных распределений характеристик разлета осколков выполняется с учетом рекомендаций, приведенных в пункте 57 Руководства, с использованием математической модели, изложенной в приложении № 8 Руководства.

151. Расчет пространственных распределений характеристик ВУВ физического взрыва выполняется с учетом рекомендаций, приведенных в пункте 58 Руководства.

Расчет пространственных распределений характеристик ВВС при воспламенении газа выполняется в соответствии с приложением № 3 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808).

152. Расчет динамического давления высокоскоростных струй газа выполняется с учетом рекомендаций, приведенных в пункте 59 Руководства.

153. Расчет пространственных распределений характеристик загазованности выполняется с учетом рекомендаций, приведенных в пункте 60, с использованием рекомендаций приложения № 9 Руководства.

154. Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового облучения от пожаров (струевых и колонного типа), возникающих на площадочных объектах при аварийных истечениях природного газа, выполняется с учетом рекомендаций, приведенных в пункте 61 Руководства, с использованием соответствующих математических моделей, изложенных в приложении № 10 Руководства.

155. Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового облучения от пожаров разлития, возникающих на площадочных объектах при аварийных истечениях жидких углеводородов, выполняется с использованием Методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденной ведомственным распорядительным документом МЧС России.

5.3. Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

156. На данном подэтапе КолАР для каждого расчетного сценария Cij аварии на каждой выделенной ОСПО определяются размеры ЗПП от расчетных поражающих факторов и ожидаемые количества погибших и раненых среди персонала площадочного объекта и населения (если ЗПП выходят за пределы объекта).

157. В качестве единого критерия поражения человека от любых поражающих факторов аварии на площадочном объекте при расчетах ЗПП устанавливается летальный исход (гибель человека).

158. Для каждого рассматриваемого сценария производится расчет количества пострадавших от аварии, которое определяется в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденным приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

5.4. Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов природной среды от аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

159. На данном подэтапе КолАР для каждого принятого для анализа расчетного сценария Cij аварии на том или ином элементе ОСПО (из числа перечисленных в пункте 131 Руководства) определяются возможные количества (в натуральном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов), уничтоженных и поврежденных в результате аварии на площадочном объекте:

зданий и сооружений как на территории площадочного объекта, так и на прилегающих территориях;

технологического оборудования площадочного объекта и смежных с ним объектов;

автотранспортных средств на переходах газопроводов (учитываемых как ОСПО — ближайших к площадочному объекту участков МГ, подводящих газопроводов 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;

расположенных вблизи объекта лесных угодий;

расположенных вблизи объекта сельскохозяйственных культур;

почв.

Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы и почв определяются объемы выбросов загрязняющих веществ — природного газа, жидких углеводородов (ГСМ) и продуктов их сгорания при возникновении пожара.

160. В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, ВУВ, воздушная волна сжатия и напорное струевое воздействие, прямое воздействие пожаров, тепловая радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов (ГСМ) на почву.

161. При оценке воздействия поражающих факторов аварии на элементы имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются рекомендации пункта 73 Руководства относительно применения дозовых и характеристических детерминированных критериев различных поражающих воздействий.

При использовании как детерминированных, так и дозовых критериев поражающих воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения имущественных и природных компонентов на площадочном объекте и вблизи него определяют количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или уничтоженных компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты — здания, сооружения, транспортные средства) или площадью (га) (если объекты — лесные угодья, сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов Российской Федерации).

162. Наряду с детерминированными критериями при оценке воздействия поражающих факторов аварии на элементы имущественного комплекса по возможности рекомендуется использовать вероятностные критерии Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808), и Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387. Для корреляции детерминированных и вероятностных критериев рекомендуется пользоваться таблицей № 24.

Таблица № 24

Корреляция детерминированных и вероятностных критериев

163. В рамках вероятностных критериев распределение условной вероятности повреждения элементов имущественного комплекса P_{\text{повр}}^{ij}(x,y) при реализации сценария Cij аварии на площадочном объекте следует определять по соотношению:

P_{\text{повр}}^{ij}(x,y) = 1 - \prod_{k} (1 - P_{\text{повр}}^{ij,k}(x,y)) (6.5)

где P_{\text{повр}}^{ij,k}(x,y) — распределение условной вероятности повреждения выбранного элемента имущественного комплекса от k-го поражающего фактора в соответствии со списком, указанным в пункте 149 Руководства.

При доминировании одного из поражающих факторов (для определенности пятого k = 5)

P_{\text{повр}}^{ij}(x,y) \approx P_{\text{повр}}^{ij,5}(x,y) (6.6)

Распределение условной вероятности повреждения выбранного элемента при аварии на площадном объекте

P_{\text{повр}}(x,y) = 1 - \prod_{ij} (1 - P_{\text{повр}}^{ij}(x,y)P(C_{ij}|A)) (6.7)

Или при P_{\text{повр}}^{ij}(x,y)P(C_{ij}|A)<<1

P_{\text{повр}}^{i}(x,y) \approx \sum_{ij} P_{\text{повр}}^{ij}(x,y)P(C_{ij}|A) (6.8)

Зонами повреждения для выбранного элемента имущественного комплекса при реализации аварии на площадочном объекте или сценария аварии Cij считаются области \overline{\Omega}(x,y) и \overline{\Omega_{ij}}(x,y) , в которых соответственно P_{\text{повр}}(x,y) \geq 0.01 и P_{\text{повр}}^{ij}(x,y) \geq 0.01 .

Элемент имущественного комплекса считается поврежденным, если он попадает в зону повреждений. Степень повреждения элемента определяется по вероятности повреждения в соответствии с таблицей № 25 Руководства.

164. Рекомендуемая последовательность определения количеств уничтоженных и поврежденных стационарных объектов в результате воздействия ВУВ и волн сжатия приведена в пункте 75 Руководства.

165. Рекомендуемая последовательность определения количеств уничтоженных и поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в результате воздействия на них осколков приведена в пунктах 75 - 77 Руководства.

166. Рекомендуемая последовательность определения количеств уничтоженных и поврежденных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке (т.е. стационарных объектов, включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой) в результате прямого воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара приведена в пункте 78 Руководства.

167. Рекомендуемая последовательность определения количеств уничтоженных и поврежденных движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе через автодорогу газопровода-шлейфа КС, смежного с КС участка МГ, подводящего газопровода к ГРС, АГНКС при воздействии заданного поражающего фактора приведена в пункте 80 Руководства.

168. Рекомендуемая последовательность определения по дозовому критерию перечня и количеств уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических конструкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара приведена в пункте 82 Руководства.

169. Рекомендуемая последовательность определения по детерминированному критерию площадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и сельхозкультур от пожара приведена в пунктах 83 - 86 Руководства.

6. Алгоритм оценки ущерба от аварии на площадочном объекте магистрального газопровода

170. На данном подэтапе КолАР выполняется оценка ущерба в денежном выражении (рублях) для каждого расчетного сценария Cij аварии на элементах выделенных опасных составляющих площадочного объекта и на этой основе — математическое ожидание ущерба от аварии на каждом данном элементе рассматриваемой ОСПО, средние значения для каждой ОСПО и для объекта в целом. При этом используются полученные на предыдущих этапах КолАР (пункты 156 - 169 Руководства) результаты расчета ущербов в натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденного) имущества и природных компонентов).

171. Оценка ущерба от аварии на площадочном объекте производится в соответствии с приложением № 12 Руководства, с учетом ряда изложенных в пунктах 172 - 182 Руководства положений, отражающих специфику площадочных объектов.

172. Ущерб \text{У}_{\text{а}}^{(ij)} при реализации сценария Cij для аварии на той или иной ОСПО складывается из следующих основных составляющих:

социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{ij} (руб.), обусловленного гибелью и травматизмом персонала площадочного объекта, а также населения на прилегающих к объекту территориях;

прямого ущерба производству \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} (руб.), обусловленного разрушением и повреждением зданий и сооружений, технологического оборудования, транспортных средств и потерями газа и других продуктов, обращающихся на объекте;

ущерба \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}}^{ij} (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения (только для площадочных объектов, зоны воздействия от аварий на которых выходят за пределы территории объекта, и для которых имеют место нарушения требований СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», утвержденного приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС, в части минимальных расстояний до имущественных объектов других лиц);

ущерба \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии;

экологического ущерба \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} (руб.).

173. При расчете составляющих ущерба в полной мере применяются положения пунктов 90, 91 Руководства.

174. При расчете социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{ij} (рекомендуемая последовательность расчета \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{ij} приведена в подразделе 2 приложения № 12 Руководства) в части, касающейся персонала площадочного объекта, следует использовать количества погибших и раненых среди работников дневной (наибольшей) смены, определенные в соответствии с пунктами 156 - 158 Руководства.

175. При расчете прямого ущерба производству \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} в результате аварии на площадочном объекте в качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов эксплуатирующей организации следует учитывать здания, сооружения и технологическое оборудование, расположенное на территории площадочного объекта, включая перечисленные в пункте 130 Руководства ОСПО с входящими в них технологическими элементами.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} приведена в подразделе 3 приложения № 12 Руководства.

176. При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам (\text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}}^{ij}) в результате аварии на площадочном объекте в качестве потенциально уничтожаемого (повреждаемого) имущества других (третьих) лиц рекомендуется учитывать следующие объекты, расположенные с нарушением требований СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», утвержденного приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС, в части минимальных 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 газопроводов (учитываемых как ОСПО — ближайших к площадочному объекту участков МГ, подводящих газопроводов 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.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}}^{ij} приведена в подразделе 4 приложения № 12 Руководства.

177. Затраты \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии рекомендуется определять в соответствии с пунктом 95 Руководства.

178. При расчете экологического ущерба \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} в результате аварий на площадочных объектах следует учитывать:

загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа, продуктами сгорания природного газа и ГСМ;

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

повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара.

Последовательность расчета \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} приведена в подразделе 6 приложения № 12 к Руководству.

Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных выбросов опасных веществ определяются в соответствии с пунктами 144 - 148 Руководства.

Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов и почв тепловой радиацией, площади уничтоженного леса и площади поврежденных почв определяются в соответствии с пунктом 169 Руководства.

179. Расчет рассмотренных в пунктах 174 - 178 Руководства составляющих ущерба проводится для всех расчетных сценариев аварий на выделенных по рекомендациям пункта 130 Руководства ОСПО.

180. Математическое ожидание ущерба от аварии на m-ом элементе n-ой ОСПО с учетом всех расчетных сценариев Cij аварии в этой точке, образующих полную группу событий, рассчитывается по формуле:

\text{У}_{\text{а}}^{(mn)} = \sum_{i = 1}^{I} \sum_{j = 1}^{J} \text{У}_{\text{а}}^{(ij)} \cdot P^{(mn)}(\text{С}_{ij}) , (6.9)

где: \text{У}_{\text{а}}^{(ij)} — полный ущерб при реализации сценария Cij аварии на m-ом элементе n-ой ОСПО;

P^{(mn)}(\text{С}_{ij}) — условная вероятность реализации сценария Cij на m-ом элементе n-ой ОСПО.

Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{mn} , прямого производственного ущерба \text{У}_{\text{пр}}^{(mn)} , ущерба имуществу других лиц \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У}_{\text{ла}}^{(mn)} , экологического ущерба \text{У}_{\text{э}(\text{кол})}^{mn} от аварии на m-ом элементе n-ой ОСПО рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (6.9) при подстановке в нее вместо \text{У}_{\text{а}}^{(ij)} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{ij} , \text{У}_{\text{пр}}^{(ij)} , \text{У}_{\text{и}(\text{м}.)\text{др}.\text{л}.}^{ij} , \text{У}_{\text{ла}}^{(ij)} , \text{У}_{\text{э}(\text{ко})\text{л}}^{ij} , рассчитанных для каждого сценария Cij.

181. Среднее значение ущерба от возможных аварий в пределах всей n-ой ОСПО рассчитывается по формуле:

\text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} = \frac{1}{\text{М}} \sum_{m = 1}^{M} \text{У}_{\text{а}}^{(mn)} , (6.10)

где: \text{У}_{\text{а}}^{(mn)} — математическое ожидание ущерба от аварии на m-ом элементе n-ой ОСПО;

M — общее число элементов данной ОСПО, моделируются аварии.

Средние по n-ой ОСПО значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} , прямого производственного ущерба \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} , ущерба имуществу других лиц \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}}^{n} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} , экологического ущерба \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} ), рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (6.10) при подстановке в нее вместо \text{У}_{\text{а}}^{(mn)} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{\text{с}( - \text{э})}^{mn} , \text{У}_{\text{пр}}^{(mn)} , \text{У}_{\text{и}(\text{м}.\text{д})\text{р}.\text{л}}^{mn} , \text{У}_{\text{ла}}^{(mn)} , \text{У}_{\text{э}(\text{кол})}^{mn} , рассчитанных для каждого m-ого элемента n-ой ОСПО.

182. Среднее значение ущерба в пределах рассматриваемого площадочного объекта рассчитывается по формуле:

\text{У} \sum {}_{\text{ПО}} = \frac{1}{N} \sum_{n = 1}^{N} \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} , (6.11)

где: \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} — среднее по n-ой ОСПО значение ущерба;

N — общее количество ОСПО на рассматриваемом площадочном объекте.

Средние по рассматриваемому площадочному объекту значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба \text{У} \sum \text{ПО } - \text{сэ} , прямого производственного ущерба \text{У} \sum \text{ПО } - \text{пр} , ущерба имуществу других лиц \text{У} \sum \text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л} , затрат на ликвидацию и расследование аварии \text{У} \sum \text{ПО } - \text{ла} , экологического ущерба \text{У} \sum \text{ПО } - \text{экол} ) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (6.11) при подстановке в нее вместо \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} значений соответствующих составляющих ущерба \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} , рассчитанных для каждой n-ой ОСПО.

7. Алгоритм расчета показателей риска аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

7.1. Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков от аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

183. На данном подэтапе КолАР выполняется расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характеризующих 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 (пункты 132 - 137 Руководства), условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (пункты 138 - 143 Руководства), зон потенциального поражения (пункты 156 - 158 Руководства) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицированных ОСПО.

184. Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков рекомендуется проводить с учетом положений Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

7.2. Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

185. На данном подэтапе КолАР выполняется оценка в денежном выражении (рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с учетом рассчитанных ранее ожидаемых частот fn (для технологических трубопроводов fn = fТТ — по формуле (6.3)) возникновения аварий на каждой ОСПО для всех выделенных ОСПО и для площадочного объекта в целом, а также при необходимости — суммарные годовые ущербы от аварий на площадочных объектах в пределах рассматриваемого ЛПУМГ и в пределах всего ГТО.

186. Ожидаемый от возможных аварий на n-ой ОСПО k-го площадочного объекта полный годовой ущерб (руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим формулам:

полный годовой ущерб от возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} \cdot f_{n} , (6.12)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} \cdot f_{n} , (6.13)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} \cdot f_{n} , (6.14)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} \cdot f_{n} , (6.15)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} \cdot f_{n} , (6.16)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на n-ой ОСПО:

\text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} = \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} \cdot f_{n} , (6.17)

где: \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} , \text{У}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} — средние значения полного ущерба и его составляющих от одной аварии на n-ой ОСПО, руб. (пункт 181 Руководства);

fn — частота аварий на n-ой ОСПО, аварий/год. Для линейных ОСПО — технологических трубопроводов площадочного объекта частота аварий определяется по формуле:

f_{n} = f_{\text{ТТ}} = \lambda_{\text{ТТ}} \cdot L_{\text{ТТ}} + s \cdot f_{s} ; (6.18)

\lambda_{\text{ТТ}} — ожидаемая средняя удельная частота аварий на технологическом трубопроводе аварий/(м·год), в соответствии с пунктами 132 - 137 Руководства);

LТТ — длина технологического трубопровода, м;

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

fs — частота разгерметизации крановых узлов, тройников, аварий/год (пункты 132 - 137 Руководства).

Для ОСПО типа сосудов, аппаратов, агрегатов, состоящих в общем случае из нескольких (от одного до M) элементов или рассматриваемых как неделимые ОСПО, частота аварий определяется по формуле:

f_{n} = \sum_{m = 1}^{M} f_{m} , (6.19)

где fm — частота аварий для m-го элемента на n-ой ОСПО, аварий/год.

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

полный годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О})}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} ; (6.20)

социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О}) - \text{сэ}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} ; (6.21)

прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О}) - \text{пр}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} , (6.22)

годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О}) - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , (6.23)

годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О}) - \text{ла}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} , (6.24)

экологический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте:

\text{у}_{\text{П}(\text{О}) - \text{экол}}^{k} = \sum_{n = 1}^{N} \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} , (6.25)

где: \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО}}^{n} , \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{сэ}}^{n} , \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{пр}}^{n} , \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{им}.\text{др}.\text{л}.}^{n} , \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{ла}}^{n} , \text{у}_{\text{О}(\text{С})\text{ПО } - \text{экол}}^{n} — ожидаемый полный годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на n-ой ОСПО, руб./год;

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

188. Ожидаемый полный годовой ущерб от аварий на всех K площадочных объектах в пределах рассматриваемого s-го ЛПУМГ рассчитывается по формуле:

\text{у}_{\text{Л}(\text{П})\text{У}}^{s} = \sum_{k = 1}^{K} \text{у}_{\text{П}(\text{О})}^{k} , (6.26)

189. Ожидаемый полный годовой ущерб от возможных аварий на всех площадочных объектах всех S ЛПУМГ в пределах ГТО рассчитывается по формуле:

\text{у}_{\text{ГТО}} = \sum_{s = 1}^{S} \text{у}_{\text{Л}(\text{П})\text{У}}^{s} , (6.27)

8. Установление степени опасности аварий и определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов магистральных газопроводов

190. При установлении степени опасности аварий на опасных составляющих площадочного объекта (ОСПО) или степени опасности площадочного объекта в целом руководствуются рекомендациями приложения № 6 Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387.

9. Разработка рекомендаций по снижению риска аварий на площадочных объектах магистральных газопроводов

191. При разработке рекомендаций по снижению риска аварий на площадочных объектах МГ следует руководствоваться положениями, изложенными в пунктах 27 - 30 Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387, и положениями настоящего подраздела.

Разработка рекомендаций базируется на результатах предшествующих этапов КолАР площадочных объектов, в частности, на результатах идентификации опасностей, расчета показателей риска и оценки степени аварийной опасности различных ОСПО и площадочных объектов в целом, которые используют для приоритизации мероприятий, направленных на компенсацию рисков и обеспечение безопасной эксплуатации площадочных объектов.

192. Мероприятия (технические решения и организационные меры) по снижению риска аварий рекомендуется разделять на две группы:

меры, направленные на предупреждение аварий на ОСПО (уменьшение вероятности их возникновения);

меры, направленные на снижение последствий возможных аварий на ОСПО.

193. В первой группе мероприятий, которая имеет более высокий приоритет по отношению ко второй, предусматриваются меры по исключению разгерметизации ОСПО и предупреждению аварийных выбросов опасных веществ, такие как:

применение материалов и конструкций технологического оборудования и трубопроводов, рассчитанных на обеспечение их прочности и надежной эксплуатации в рабочем диапазоне давлений и температур природного газа и других опасных веществ, а также внешних нагрузок;

повышение категории участков технологических газопроводов, идентифицированных как участки с чрезвычайно высокой и высокой степенями опасности аварий;

осуществление ежегодного контроля сосудов и трубопроводов на эрозионный износ методами ультразвуковой толщинометрии, ежегодного технического освидетельствования сосудов высокого давления;

применение обвязки нагнетателей ГПА, устойчивой к вибрациям;

увеличение объема контроля качества сварных и фланцевых соединений различными методами неразрушающего контроля;

усиление контроля надлежащего состояния ограждения, охранной зоны площадочных объектов и зоны минимальных расстояний до сторонних объектов;

повышение надежности защиты от общей коррозии и коррозии под напряжением стальных технологических трубопроводов, оборудования с помощью защитных изоляционных покрытий и установок ЭХЗ;

проведение своевременных осмотров оборудования, ревизий запорной арматуры, оптимизированных (с учетом технического состояния) технического обслуживания и ремонтов, дефектоскопии, ежегодной подготовки объектов и оборудования к эксплуатации в осенне-зимних условиях;

осуществление непрерывного контроля давления, температуры, уровня жидких веществ с помощью систем дистанционного контроля;

использование предохранительных клапанов для предотвращения разгерметизации оборудования вследствие превышения давления;

применение современной системы обнаружения утечек опасных веществ;

повышение требований к качеству производства труб и оборудования, заводских испытаний, качеству доставки, погрузки (разгрузки), складирования и хранения труб и оборудования, качеству СМР;

проведение периодических испытаний на прочность и герметичность технологического оборудования и трубопроводов;

повышение эффективности охраны площадочных объектов и мер защиты от терроризма.

194. Во второй группе мероприятий предусматриваются меры по предупреждению развития аварий на площадочных объектах, локализации выбросов опасных веществ, локализации распространения поражающих факторов аварий, защите потенциальных реципиентов, такие как (пример для КС МГ):

использование самых современных систем управления на площадочных объектах: агрегатных систем автоматического управления и регулирования, систем автоматического управления и регулирования компрессорных цехов (КЦ) КС, систем автоматического управления пожарообнаружением;

применение технических решений, предусматривающих автоматическую защиту ГПА КС от недопустимых отклонений температуры, давления, уровня масла, вибрации и др. с их остановкой, отключением и сбросом газа из трубопроводной обвязки ГПА;

применение технических решений, предусматривающих автоматическую защиту оборудования от недопустимого повышения и падения давления на входе и выходе КЦ, автоматическую остановку ГПА и КЦ при недопустимо высоких температурах газа на выходе цеха, дублирование управления аварийной остановкой КЦ, а также кранами узла подключения и охранными кранами КС по радиоканалу, сигнализацию с оповещением о пожаре и загазованности в укрытиях ГПА и установке подготовки топливного газа с остановкой при пожаре и при повышенной концентрации газа в воздухе укрытия ГПА, управление пуском огнетушащего средства при идентификации пожара, сигнализацию с оповещением о пожаре и загазованности в зданиях КЦ;

оптимизация мест постоянного размещения и маршрутов перемещения по территории КС различных категорий персонала, с целью предотвращения пребывания или максимального уменьшения времени пребывания в непосредственной близости от опасных технологических объектов КС тех категорий персонала, в обязанности которых не входит обслуживание данного оборудования;

корректировка размеров зон минимальных расстояний до сторонних объектов;

своевременное обновление и оптимизация «Плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий», оптимизация периодичности проведения противоаварийных тренировок персонала ЛПУ МГ,

оптимизация сил и средств для оперативной локализации и ликвидации аварий на площадочных объектах;

и другие.

195. Выбор наиболее эффективных мер по снижению риска может быть выполнен двумя альтернативными способами:

при заданных ресурсах формируют оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих максимальное возможное при этих ресурсах снижение риска аварий на наиболее опасных ОСПО и площадочных объектах;

минимизируя затраты, выбирают оптимальную группу мер безопасности, обеспечивающих снижение риска аварий на ОСПО и площадочных объектах в целом до допустимых значений.

VII. ОБОСНОВАНИЕ ПОРЯДКА ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

196. Подтверждение выполнения требований пункта 10.4 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808), на площадочных объектах МГ рекомендуется проводить в соответствии с процедурой, изложенной в пунктах 197 - 199 Руководства.

197. Составляющие ОПО МГ разбивают на две группы. В первую группу входят оборудование и участки трубопроводов, в которых обращается природный газ, во вторую — ОСПО с обращением иных опасных веществ (ОВ в жидком состоянии, опасные тяжелые газы). Для ОСПО с обращением сжатого природного газа определяются сценарии аварий, при которых в качестве поражающих факторов реализуются воздушная ударная волна от расширения первоначально сжатого газа (физического взрыва) или динамическое напорное воздействие струи. Для ОСПО второй группы определяются сценарии с взрывным химическим превращением опасного вещества (взрывным горением). В совокупности перечисленные сценарии аварий образуют подгруппу сценариев барического воздействия.

198. Для каждого ij-го сценария барического воздействия рассчитывают распространение соответствующих сценарию поражающих факторов и значение избыточного давления ударных волн и динамического давления в струе \Delta P_{ij} , реализуемые на зданиях, требование о защите которых предусмотрено в пункте 10.4 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808).

Расчет зон разрушения и распространения ударных волн, связанных с воспламенением струи газа, рекомендуется проводить в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденными приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 533 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 декабря 2020 г., регистрационный № 61808), Руководством по безопасности «Методика оценки последствий аварий на взрывопожароопасных химических производствах», утвержденным приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 415, Руководством по безопасности «Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах», утвержденным приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 413. Для расчета ударных волн при отсутствии воспламенения (физический взрыв) рекомендуется использовать методы численного моделирования, в том числе изложенные в Руководстве по безопасности «Методика оценки последствий аварий на взрывопожароопасных химических производствах», утвержденном приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 415.

Расчет распространения напорного воздействия струи производится в соответствии с пунктом 59 Руководства.

199. Рекомендуемый порядок оценки взрывоустойчивости зданий представлен в пункте 12 Руководства по безопасности «Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 413.

Приложение № 1 к Руководству по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 декабря 2022 г. № 454

ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

1. В Руководстве применены термины в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

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

Анализ риска аварий (анализ опасностей, оценка риска аварий) — выявление нежелательных событий, влекущих за собой реализацию опасности, анализ механизма возникновения таких событий и масштаба их величины, способного оказать поражающее действие (пункт 3.2 ГОСТ Р 12.3.047-2012 «Национальный стандарт Российской Федерации. Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля»).

Взрыв — процесс выделения энергии за короткий промежуток времени, связанный с мгновенным физико-химическим изменением состояния вещества, приводящим к возникновению скачка давления или ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов или паров, способных производить работу (пункт 3.1.5. ГОСТ Р 22.0.08-96 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Взрывы. Термины и определения»).

Взрыв сосуда под высоким давлением — быстропротекающее разрушение оборудования (технологического аппарата, баллона, резервуара, цистерны, трубопровода), в котором в рабочем состоянии находятся сжатые под высоким давлением опасные вещества (природный газ, газожидкостные смеси); разрушение оборудования происходит в результате внешнего механического воздействия, нагрева или взрыва образовавшейся взрывоопасной смеси внутри сосуда, коррозии, развития дефекта материала сосуда или сварного шва.

Газораспределительная станция (ГРС) — совокупность технологического оборудования газопровода для снижения давления, очистки, одоризации и учета расхода газа перед подачей его в газораспределительную сеть (абзац 5 пункта 5 Технического регламента Евразийского экономического союза «О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортирования жидких и газообразных углеводородов». ТР ЕАЭС 049/2020).

Газотранспортная система (ГТС) — система газопроводов, соединяющая производителя и потребителя газа, включающая в себя магистральные газопроводы, отводы газопроводов, газораспределительные системы, находящиеся у газотранспортной, газораспределительной организации или у иных организаций в собственности или на иных законных основаниях (подпункт «а» пункта 2 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002 № 317).

Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта (ДПБ) — документ, в котором представлены результаты всесторонней оценки риска аварии и связанной с нею угрозы; анализ достаточности принятых мер по предупреждению аварий, по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте; разработанные мероприятия, направленные на снижение масштаба последствий аварии и размера ущерба, нанесенного в случае аварии на опасном производственном объекте (пункт 1 статьи 14 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Декларируемый объект — опасный производственный объект, для которого разработка декларации промышленной безопасности является обязательной согласно законодательству Российской Федерации в области промышленной безопасности (статья 14 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Допустимый (приемлемый) риск — риск, который в данной ситуации считают приемлемым при существующих общественных ценностях (пункт 3.7 статьи 3 ГОСТ Р 51898-2002 «Аспекты безопасности. Правила включения в стандарты»).

Идентификация опасности (hazard identification) — процесс осознания того, что опасность существует, и определения ее характерных черт (пункт 2.4 статьи 2 ГОСТ Р 51901.1-2002 «Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем»).

Компрессорная станция (КС) — объект магистрального трубопровода, предназначенный для создания и поддержания давления в подключенном к нему трубопроводе при транспортировании газообразных углеводородов в соответствии с технологическим режимом эксплуатации магистрального трубопровода (абзац 6 пункта 5 Технического регламента Евразийского экономического союза «О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортирования жидких и газообразных углеводородов». ТР ЕАЭС 049/2020).

Линейная часть магистрального трубопровода — объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых жидких или газообразных углеводородов, включающий в себя собственно трубопровод, вдольтрассовые линии электропередачи, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию (абзац 9 пункта 5 Технического регламента Евразийского экономического союза «О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортирования жидких и газообразных углеводородов». ТР ЕАЭС 049/2020).

Линейная часть магистрального газопровода (ЛЧ МГ) — объект магистрального газопровода, состоящий из трубопроводов, переходов через естественные и искусственные препятствия, трубопроводной арматуры, технических устройств электрохимической защиты от коррозии, сооружений связи и иных сооружений и технических устройств, предназначенный для перемещения транспортируемых газообразных углеводородов (пункт 3.5 ГОСТ 34027-2016. «Межгосударственный стандарт. Система газоснабжения. Магистральная трубопроводная транспортировка газа. Механическая безопасность. Назначение срока безопасной эксплуатации линейной части магистрального газопровода»).

Магистральный газопровод (МГ) — комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа (пункт 3.4. ГОСТ 33935-2016 «Система газоснабжения. Магистральная трубопроводная транспортировка газа. Безопасные для здоровья человека условия пребывания и пользования зданиями и сооружениями. Микроклимат. Контроль»).

Магистральный трубопровод — единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортирования жидких или газообразных углеводородов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалки жидких углеводородов на автомобильный, железнодорожный или водный транспорт, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода (абзац 10 пункта 5 Технического регламента Евразийского экономического союза «О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортирования жидких и газообразных углеводородов». ТР ЕАЭС 049/2020).

Оценка риска аварии (оценка риска) — основанная на результатах анализа риска процедура проверки, устанавливающая, не превышен ли допустимый риск, а также часть анализа риска, состоящая в определении качественных и (или) количественных показателей риска (пункты 3.11, 3.12 ГОСТ Р 51898-2002 «Государственный стандарт Российской Федерации. Аспекты безопасности. Правила включения в стандарты»).

Техническое состояние объекта — состояние, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект (пункт 1.2 ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения»).

Ущерб — потери (убытки) в производственной и непроизводственной сферах жизнедеятельности человека, а также при негативном изменении окружающей среды, причиненные в результате аварии на ОПО и исчисляемые в натуральной или денежной форме (пункт 3.3 ГОСТ Р 51898-2002. «Государственный стандарт Российской Федерации. Аспекты безопасности. Правила включения в стандарты»).

2. Сокращения:

ААЗК — автомат аварийного закрытия крана;

АВО — аппарат воздушного охлаждения;

АГНКС — автомобильная газонаполнительная компрессорная станция;

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

БФФ — балльно-факторная функция;

ВВС — воздушная волна сжатия;

ВУВ — воздушная ударная волна;

ВФ — вероятностная функция;

ГВС — газовоздушная смесь;

ГНВ — газопровод надземный внутренний (шифр одного из типов ОСПО, пункт 131 Руководства);

ГНН — газопровод надземный наружный (шифр одного из типов ОСПО, пункты 131 Руководства);

ГП — газопровод подземный (шифр одного из типов ОСПО, пункты 148 - 154 Руководства);

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ГРС — газораспределительная станция;

ГСМ — горюче-смазочные материалы;

ГТО — газотранспортное дочернее общество;

ГЩУ — главный щит управления;

ДПБ — декларация промышленной безопасности;

ДПП — детальным прямым причинам;

ДТП — дорожно-транспортное происшествие;

ЕСГ — Единая система газоснабжения;

ЖС — жидкость стабильная (шифр одного из типов ОСПО, пункт 131 Руководства);

ЗПД — зона полученных доз;

ЗПП — зона потенциального поражения;

ИС — исходные события;

КИК — контрольно-измерительная колонка;

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КПТМ — контрольный пункт телемеханики;

КолАР — количественный анализ риска аварий;

КРН — коррозионное растрескивание под напряжением;

КС — компрессорная станция;

КЦ — компрессорный цех;

ЛПУМГ — линейное производственное управление магистральных газопроводов;

ЛЭС — линейно-эксплуатационная служба;

ЛЭП — линия электропередач;

ЛЧ — линейная часть;

МГ — магистральный газопровод;

ММП — многолетнемерзлые породы;

НД — нормативный документ;

НДС — напряженно-деформированное состояние;

НДУ — необходимые и достаточные условия;

НКПР — нижний концентрационный предел воспламенения;

ОБ — обоснование безопасности;

ОПО — опасный производственный объект;

ОС — опасная составляющая;

ОСПО — опасная составляющая площадочного объекта;

ПМЛЛПА — план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварии;

ПОУ — потенциально опасный участок;

ПП — прямые причины;

ППР — планово-предупредительный ремонт;

ПТЭ — правила технической эксплуатации;

ПТБ — правила техники безопасности;

ПЭБ — производственно-энергетический блок;

СИЗ — средства индивидуальной защиты;

СМР — строительно-монтажные работы;

СП — свод правил;

СТУ — специальные технические условия;

ТВС — топливно-воздушная смесь;

ТДА — турбодетандерный агрегат;

ТЗ — техническое задание;

ТМЦ — товарно-материальные ценности;

ТО — техническое обслуживание;

УДО — унифицированное дерево отказов;

ФНП — федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности;

ФСС — функция состояния системы;

ЭО — эксплуатирующая организация;

ЭХЗ — электрохимическая защита;

ЭВМ — электронно-вычислительная машина.

Приложение № 2 к Руководству по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 декабря 2022 г. № 454

ХАРАКТЕРИСТИКИ ОПАСНЫХ ВЕЩЕСТВ, ОБРАЩАЮЩИХСЯ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Характеристики некоторых опасных веществ, обращающихся на объектах МГ, представлены в таблицах № 1 - 6 настоящего приложения.

Таблица № 1

Природный газ

Таблица № 2

Масло турбинное

Таблица № 3

Дизельное топливо

Таблица № 4

Бензин

Таблица № 5

Метанол

Таблица № 6

Этантиол (одорант)

Приложение № 3 к Руководству по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 декабря 2022 г. № 454

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАСЧЕТА КОЛИЧЕСТВ ОПАСНЫХ ВЕЩЕСТВ НА НЕКОТОРЫХ СОСТАВЛЯЮЩИХ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Природный газ.

1.1. Расчет количества (массы) природного газа на анализируемом участке МГ выполняется посекционно (в секциях между линейными кранами), с последующим сложением полученных «секционных» масс для получения общего количества газа на участке.

1.2. Приблизительный расчет массы газа M, т, в секции МГ осуществляется по формуле (см. также рисунок 1 настоящего приложения):

\text{М } = \sqrt{P_{\text{н}}^{2} - (\frac{P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}}{L_{K\text{С}}} \cdot \text{х})} \cdot \frac{D_{y}^{2} - L_{\text{секц}}}{\text{Т}} \cdot 1,51 \cdot 10^{- 3} , (1)

где: Pн — проектное (абс.) давление на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, МПа;

Pк — расчетное (абс.) давление на входе последующей КС, МПа;

LKC — расстояние между двумя последовательными КС, км;

x — расстояние от предыдущей КС до середины секции, км;

Dy — условный (внутренний) диаметр МГ, мм;

Lсекц — длина секции газопровода, км;

T — средняя температура газа в секции (в точке x), К, упрощенно рассчитываемая по формуле:

T = T_{\text{к}} + (\text{Т}_{\text{н}} - \text{Т}_{\text{к}}) \cdot \frac{L_{KC} - x}{L_{KC}} , (2)

где: Tк — зимняя температура на входе последующей КС, К;

Tн — зимняя температура на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, К.

Рис. 1. Схема МГ с обозначением входных параметров для расчета массы газа

1.3. Для расчета массы газа M т, в газопроводе-отводе можно использовать вышеприведенную формулу (1), подставляя значение Lсекц вместо LKC; Pн — абсолютное давление в точке подключения газопровода-отвода к МГ, МПа; Pк — абсолютное давление в конце газопровода-отвода (на входе ГРС), МПа; x — половина общей длины газопровода-отвода, км; T — средняя зимняя температура в газопроводе-отводе, К.

1.4. Для расчета массы газа M, т, в технологических газопроводах (на КС, ГРС, АГНКС и т.д.) используют формулу (1), подставляя значение Lтех — длину технологического газопровода вместо Lсекц, м; Px — фактическое (абс.) давление в середине технологического газопровода, МПа; Dy — условный (внутренний) диаметр технологического газопровода, мм; T — средняя зимняя температура газа в технологическом газопроводе, К.

1.5 Для расчета массы газа M, т, в сосудах используется формула:

M = \frac{P_{c} \cdot V_{c}}{T_{c}} \cdot 1,93 , (3)

где: Pс — рабочее (абсолютное) давление в сосуде, МПа;

Vс — внутренний объем сосуда, м3;

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

2. Опасные вещества в жидком состоянии.

2.1 Масса M, т, опасного вещества в жидком состоянии в трубопроводе рассчитывается по формуле:

M = 7,854 \cdot 10^{- 4} \cdot D_{y}^{2} \cdot L_{\text{труб}} \cdot \rho_{\text{тран}} , (4)

где: Lтруб — длина трубопровода, км;

\rho_{\text{тран}} — плотность опасного веществ а в условиях транспортировки, т/м3.

2.2 Масса M, т, опасного вещества в жидком состоянии в сосуде рассчитывается по формуле:

M = V_{c} \cdot \rho_{c} \cdot \text{К}_{\text{з}} , (5)

где: Vс — внутренний объем сосуда, м3;

\rho_{c} — плотность опасного вещества в условиях содержания в сосуде, т/м3;

Кз — коэффициент заполнения сосуда.

Приложение № 4 к Руководству по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 декабря 2022 г. № 454

ОБОБЩЕННОЕ «ДЕРЕВО ОТКАЗОВ» ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Рис. 1. «Дерево отказов» для подземного магистрального газопровода

Приложение № 5 к Руководству по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «__» _____ 2023 г. N ___

БАЛЛЬНО-ФАКТОРНАЯ ОЦЕНКА ОЖИДАЕМОЙ ЧАСТОТЫ АВАРИЙ НА УЧАСТКЕ ГАЗОПРОВОДА

1. Общие положения

При балльно-факторной оценке ожидаемой частоты аварий на участке газопровода используется совокупность наиболее значимых факторов, влияющих на вероятность нарушения целостности газопровода (далее — факторы влияния), которая разделена на 7 групп (таблица № 1).

Таблица № 1

Учитываемые группы факторов влияния

<3> Группа учитывает в числе прочих воздействий возможные диверсии.

Каждая группа FGi (i = 1, 2, ... 7 — номер группы) состоит из определенного числа J(i) факторов влияния (таблицы № 5, № 40). Количество факторов в разных группах различно и зависит от номера (i) группы. Каждая группа FGi и каждый фактор Fij внутри i-ой группы (j-номер фактора в данной группе) характеризуются определенными относительными «вкладами» в аварийность (долями влияния), учитываемыми с помощью весовых коэффициентов pi и qij. Значения pi приведены выше в таблице № 1, значения qij — в таблицах № 5, № 40.

Ряд факторов влияния может определяться несколькими характеристиками и в связи с этим может иметь несколько составляющих, которые называются подфакторами и обозначаются F_{ij}^{(m)} , где m — номер подфактора.

Факторы и подфакторы имеют различную природу и могут принимать как качественные, так и количественные (дискретные или непрерывные) «натуральные» значения (не путать с натуральными числами). Например, фактор «Минимальная глубина заложения газопровода» может принимать количественные значения в непрерывном диапазоне от 0 до нескольких метров. То есть каждому фактору Fij соответствует шкала дискретных {fijs, s = 1,... , S} (где S — максимальное число возможных значений фактора Fij) или непрерывных «натуральных» значений f_{ij} \in [f_{ij}^{(min)};f_{ij}^{(max)}] этого фактора (где f_{ij}^{(min)};f_{ij}^{(max)} ) — соответственно минимальное и максимальное значения Fij), отражающая возможный диапазон его изменения от «наихудшего» значения до «наилучшего» с точки зрения влияния на вероятность разгерметизации МГ.

С целью унифицированного учета влияния разнородных факторов на ожидаемую частоту аварий на МГ диапазоны изменений «натуральных» значений различных факторов трансформированы в единую 10-балльную шкалу. При этом 0 баллов соответствуют наилучшему для газопровода влиянию со стороны данного фактора, т.е. наименьшей вероятности нарушения его целостности, а 10 баллов соответствуют наихудшему для газопровода влиянию, т.е. наибольшей вероятности нарушения его целостности. Промежуточные балльные значения соответствуют промежуточным уровням вероятности нарушения целостности МГ на рассматриваемом участке. Перевод «натуральных» шкал в 10-балльную шкалу осуществляется с помощью БФФ B_{ij} = \varphi_{ij}(F_{ij}) (где Bij — число баллов), трансформирующих «натуральные» значения фактора влияния Fij (или его подфактора) в соответствующие балльные оценки. Данные функции заданы в виде формул или таблиц в зависимости от вида конкретного фактора (подфактора) влияния (разделы 3, 4 настоящего приложения).

Для рассматриваемого n-ого участка трассы газопровода рекомендуется определять, во сколько раз ожидаемая частота аварий на этом участке отличается от средней удельной частоты аварий \lambda_{\text{ср}} на ЛЧ МГ ЕСГ. При этом ожидаемая частота аварий на n-ом участке трассы рассчитывается как:

\lambda_{n} = \lambda_{\text{ср}} \cdot k_{\text{рег}} \cdot k_{\text{возр}} \cdot k_{\text{кат}} \cdot \frac{\sum_{i = 1}^{I} \sum_{j = 1}^{Ji} {}^{()}p_{i} \cdot q_{ij} \cdot B_{ij}}{B_{\text{ср}}} (1),

где: \lambda_{\text{ср}} — средняя удельная частота аварий по МГ ЕСГ в целом, аварий/(1000 км · год) (для сухопутных участков принимается равной среднестатистической (определенной за последние 5 лет) удельной частоте аварий на ЛЧ МГ ЕСГ (за период 2013 — 2017 гг. — 0,1 аварий/(1000 км·год)), для участков подводных переходов принимается равной удвоенной среднестатистической (определенной за последние 5 лет) удельной частоте аварий на ЛЧ МГ ЕСГ).

kрег — региональный коэффициент влияния (таблица № 2);

kвозр — возрастной коэффициент влияния (таблица № 3);

kкат — категорийный коэффициент влияния (таблица № 4);

Bср — балльная оценка гипотетического среднестатистического участка газопровода ЕСГ, аварийность на котором соответствует среднестатистической удельной частоте аварий по МГ ЕСГ (Bср = 3,74 балла — для сухопутных участков; Bср = 4,34 балла — для подводных переходов) <4>;

<4> Эти балльные оценки являются величинами постоянными, определенными один раз на этапе разработки данного методического подхода через балльные оценки средних значений Bij-ср каждого фактора влияния с использованием статистических данных по распределению российских газопроводов по их технико-технологическим, эксплуатационным параметрам и характеристикам природного и социального окружения.

Bij — балльная оценка наблюдаемого на анализируемом участке МГ «натурального» значения фактора Fij, определяемая с помощью соответствующей БФФ;

pi — доля (весовой коэффициент) i-той группы факторов;

qij — доля (весовой коэффициент) j-го фактора в i-той группе;

I = 7 — общее число расчетных групп факторов влияния;

J(i) — общее число факторов влияния в i-ой группе.

2. Последовательность действий по определению ожидаемых частот аварий на участках магистральных газопроводов

Последовательность расчета \lambda_{\text{п}} на тех или иных участках газопровода включает следующие шаги:

1. выполнить разбиение трассы рассматриваемого газопровода на участки (выделить ПОУ, пункт 28 Руководства), для которых необходимо определить \lambda_{\text{п}} . (В общем случае анализируемые ПОУ, выделяемые на МГ для анализа, не равны по длине. Однако при необходимости построения непрерывного поля потенциального риска вдоль протяженного МГ рекомендуется деление трассы МГ на равные участки, длиной по 0,5 или 1 км);

2. выделить отдельно участки подводных переходов МГ;

3. выполнить шаги 4) — 14) для каждого из выделенных участков МГ;

4. для рассматриваемого n-го участка МГ определить значение регионального коэффициента kрег, исходя из принадлежности участка к северному, центральному или южному региону с помощью таблицы № 2.

Таблица № 2

Значения регионального коэффициента влияния <5>

<5> Региональный коэффициент kрег отражает влияние на ожидаемую частоту аварий глобальных природно-климатических факторов северного, центрального и южного регионов, а также социально-экономических региональных факторов, учитывающих особенности развития региона на обозримом историческом отрезке, давая возможность учесть влияние на аварийность завуалированных, труднораспознаваемых причин.

5. определить значение «возрастного» коэффициента kвозр для анализируемого участка с помощью таблицы № 3 исходя из реального срока эксплуатации участка МГ (с учетом даты проведения капитального ремонта с заменой труб, если он был).

Таблица № 3

Значения возрастного коэффициента влияния

6. определить значение категорийного коэффициента kкат для анализируемого участка с помощью таблицы № 4 исходя из категории участка.

Таблица № 4

Значения категорийного коэффициента влияния

7. определить основные технико-технологические характеристики МГ на этом участке (условный диаметр МГ, проектное, разрешенное и фактическое давления МГ) и наихудшие в пределах участка фактические «натуральные» значения учитываемых факторов влияния из соответствующей данному типу элементов ЛЧ (сухопутный участок, подводный переход) совокупности факторов последовательно по каждой группе факторов (разделы 3, 4 настоящего приложения);

8. в зависимости от типа анализируемого участка МГ (сухопутный участок или подводный переход) выбрать один из 2-х наборов факторов влияния, приведенных в разделах 3, 4 настоящего приложения, и дальнейшие шаги осуществлять в пределах выбранного раздела.

9. определить для каждого фактического «натурального» значения фактора его балльную оценку в 10-балльной шкале с помощью БФФ B_{ij} = \varphi_{ij}(F_{ij}) , формульные или табличные выражения которых приведены в разделе 3 (для сухопутных участков) или разделе 4 (для подводных переходов) настоящего приложения. Если по каким-либо причинам «натуральное» значение какого-то фактора определить не удалось, его балльная оценка принимается равной 10 (наихудшему значению);

10. откорректировать полученные балльные оценки Bij для каждого фактора, умножив их на соответствующие данному фактору весовые коэффициенты qij и pi с получением произведений pi · qij · Bij (весовые коэффициенты для сухопутных участков приведены в разделе 3, для подводных переходов — в разделе 4 настоящего приложения);

11. просуммировать откорректированные («взвешенные») балльные оценки внутри каждой i-ой группы факторов с получением групповых балльных оценок;

B_{i} = \sum_{j = 1}^{J_{i}} {}^{()}p_{i} \cdot q_{ij} \cdot B_{ij}

12. определить итоговую балльную оценку Bn рассматриваемого n-го участка МГ путем суммирования полученных выше групповых балльных оценок по всем группам факторов влияния:

B_{n} = \sum_{i = 1}^{I} B_{i}

13. определить значение локального коэффициента влияния по формуле:

k_{\text{лок}} = \frac{\text{В}_{n}}{B_{\text{ср}}}

где: Bср = 3,74 — для сухопутных участков МГ;

Bср = 4,34 — для подводных переходов МГ; 14) определить значение ожидаемой частоты аварий на рассматриваемом n-ом участке МГ (предварительно уточнив значение \lambda_{\text{ср}} за последние 5 лет применительно к сухопутным участкам или подводным переходам) по формуле:

\lambda_{\text{п}} = \lambda_{\text{ср}} \cdot k_{\text{рег}} \cdot k_{\text{возр}} \cdot k_{\text{кат}} \cdot k_{\text{лок}} ;

15. построить распределение \lambda_{n}(x) удельной ожидаемой частоты аварий по длине трассы МГ.

3. Перечень, весовые коэффициенты и балльно-факторные функции факторов влияния для оценки частоты аварий на сухопутных участках магистральных газопроводов

3.1. Перечень учитываемых факторов влияния и весовые коэффициенты групп и факторов в каждой группе применительно к сухопутным участкам приведены в таблице № 5.

Таблица № 5

Факторы влияния и их весовые коэффициенты для сухопутных участков газопроводов

3.2. Балльные оценки Bij факторов влияния, перечисленных в таблице № 5, определяются с помощью соответствующих БФФ, описанных ниже в настоящем подразделе.

3.2.1 БФФ для факторов влияния из группы FG1 «Возможные механические воздействия третьих лиц»

3.2.1.1. БФФ B_{11} = \phi_{11}(F_{11}) для фактора F11 «Минимальная глубина заложения подземного газопровода».

БФФ для данного фактора имеет вид:

где: h — эквивалентная глубина заложения МГ, м; hгр — толщина слоя грунта над верхней образующей МГ, м; hдоп — толщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия газопровода (например, бетонных плит), м, определяемая по таблице № 6.

Таблица № 6

Эквивалентирование защитных средств МГ слоем грунта

3.2.1.2. БФФ B_{12} = \phi_{12}(F_{12}) для фактора F12 «Уровень антропогенной активности». Данный фактор влияния включает 4 подфактора, БФФ которых приведены в таблице № 7 (m — номер подфактора).

Таблица № 7

БФФ для подфакторов фактора F12 «Уровень антропогенной активности» <6>

<6> Если анализируемый участок МГ располагается на территориях с потенциальной опасностью совершения противоправных действий (диверсий) на МГ, то балльная оценка данного фактора влияния принимается равной 10 баллов.

Балльная оценка фактора F12 рассчитывается как сумма балльных оценок 4-х подфакторов:

B_{12} = \sum_{m = 1}^{4} B_{1(2)}^{m}

3.2.1.3. БФФ B_{13} = \phi_{13}(F_{13}) для фактора F13 «Согласовательно-разъяснительная работа». Фактор влияния F13 включает 3 подфактора, БФФ которых представлены в таблице № 8 (m — номер подфактора).

Таблица № 8

БФФ для подфакторов фактора F13 «Согласовательно-разъяснительная работа»

Итоговая балльная оценка фактора рассчитывается как сумма балльных оценок 3-х подфакторов:

B_{13} = \sum_{m = 1}^{3} B_{1(3)}^{m}

3.2.1.4. БФФ B_{14} = \phi_{14}(F_{14}) для фактора F14 «Состояние охранной зоны газопровода».

Фактор влияния F14 включает 2 подфактора, БФФ для которых приведены в таблице № 9 (m — номер подфактора).

Таблица № 9

БФФ для составляющих фактора F14 «Состояние охранной зоны газопровода»

Итоговая балльная оценка фактора рассчитывается как сумма балльных оценок 2-х подфакторов:

B_{14} = \sum_{m = 1}^{2} B_{1(4)}^{m}

3.2.1.5. БФФ B_{15} = \phi_{15}(F_{15}) для фактора F15 «Частота патрулирования трассы газопровода».

Данный фактор включает 2 равнозначных подфактора, БФФ которых представлены в таблице № 10 (m — номер подфактора).

Таблица № 10

БФФ для составляющих фактора F15 «Частота патрулирования трассы газопровода»

Итоговая балльная оценка фактора F15 рассчитывается как сумма балльных оценок 2-х составляющих:

B_{15} = \sum_{m = 1}^{2} B_{1(5)}^{m}

3.2.1.6. БФФ B_{16} = \phi_{16}(F_{16}) для фактора F15 «Нарушения охранной зоны и зон минимальных расстояний».

БФФ задана для данного фактора в таблице № 11.

Таблица № 11

БФФ для фактора F16 «Нарушения охранной зоны и зон минимальных расстояний»

3.2.1.7. БФФ B_{17} = \phi_{17}(F_{17}) для фактора F17 «Имевшие место аварии и отказы из-за воздействий третьих лиц». БФФ функция имеет следующий вид:

B17 = 2 · Nсвищ-мех + 10 · Nрзр-мех, (3)

где: Nсвищ-мех — количество имевших место свищей (утечек) на анализируемом участке по причине механических повреждений газопровода третьими лицами за весь период его эксплуатации;

Nрзр-мех — количество имевших место разрывов на анализируемом участке по причине механических повреждений газопровода третьими лицами за весь период его эксплуатации.

Если расчетное значение B₁₇ получится больше 10, то итоговое значение B₁₇ принимается равным 10 баллов.

3.2.2. БФФ для факторов влияния из группы FG2 «Наружная коррозия (без учета КРН)».

Если анализируемый участок газопровода построен из новых труб с изоляцией из экструдированного или напыленного полиэтилена заводского нанесения со сварными стыками, изолированными термоусаживающимися манжетами, то вероятность возникновения коррозионных повреждений пренебрежимо мала и допускается принять равной 0 суммарную балльную оценку данной группы факторов, т.е. B2 = 0, без проведения дальнейшего анализа по данной группе факторов. В ином случае анализ проводится по стандартной схеме с рассмотрением каждого фактора данной группы.

3.2.2.1. БФФ B_{21} = \phi_{21}(F_{21}) для фактора F21 «Коррозионные свойства грунтов».

БФФ для данного фактора оперирует двумя показателями: удельным сопротивлением грунта \rho\text{г} (Ом · м) и фактом наличия/отсутствия чередования грунтов на анализируемом участке МГ и имеет вид:

где: k21-1 = 2, k21-2 = 2 — при первом типе чередования грунтов, когда среднее (геометрическое) значение \rho\text{г} на анализируемом участке длиной L в пять или более раз меньше средних (геометрических) значений \rho_{\text{г}} на прилегающих к нему участках длиной по 3L (рисунок 1);

k21-1 = 1, k21-2 = 1,5 — при втором типе чередования грунтов, когда среднее значение \rho\text{г} на анализируемом участке длиной L в пять или более раз меньше среднего значения \rho\text{г} на прилегающем к нему с одной стороны участке длиной 3L и одновременно с этим больше среднего значения \rho\text{г} на прилегающем к нему с другой стороны участке длиной 3L;

k21-1 = 0, k21-2 = 1 — при третьем типе чередования грунтов, когда среднее значение \rho_{\text{г}} на анализируемом участке длиной L одновременно больше средних значений \rho_{\text{г}} на прилегающих к нему с двух стороны участках длиной 3L.

В качестве значения \rho_{\text{г}} в приведенной выше БФФ фигурирует геометрическое среднее:

\rho_{\text{г}} = \sqrt[n]{\rho_{1} \cdot \rho_{2} \cdot \cdot \cdot \rho_{n}} , (5)

где: \rho_{i}...\rho_{n} — измеренные значения удельного сопротивления грунт в n точках (анализируемого участка трассы МГ и прилегающих к нему участках длиной 3L), отстоящих не менее чем в 100 м друг от друга, Ом · м.

Рис. 1. Типы чередования грунтов с различными удельными сопротивлениями

3.2.2.2. БФФ B_{22} = \phi_{22}(F_{22}) для фактора F22 «Температура перекачиваемого газа».

БФФ для данного фактора отражает факт увеличения интенсивности коррозии с повышением температуры газа и имеет вид:

3.2.2.3. БФФ B_{23} = \phi_{23}(F_{23}) для фактора F23 «Наличие зон блуждающих токов».

БФФ задана в таблицах № 12 и № 13 соответственно для коротких и для протяженных анализируемых участков МГ.

Таблица № 12

БФФ для фактора «Наличие зон блуждающих токов» (для коротких участков МГ с L <= 3 км)

Таблица № 13

БФФ для фактора «Наличие зон блуждающих токов» (для протяженных участков МГ длиной несколько десятков км)

3.2.2.4. БФФ B_{24} = \phi_{24}(F_{24}) для фактора F24: «Результаты шурфований».

При определении фактических значений и балльной оценки данного фактора учитывают наихудшие результаты шурфований на анализируемом участке МГ (если шурфований было несколько), причем проведенных не ранее, чем за 2 — 3 года до момента проведения оценки ожидаемой частоты аварий для данного участка. БФФ представлена в виде матрицы (таблица № 14).

Таблица № 14

БФФ для фактора F24 «Результаты шурфований»

3.2.2.5. БФФ B_{25} = \phi_{25}(F_{25}) для фактора F25 «Тип и состояние изоляционного покрытия».

БФФ для данного фактора представлена в виде матрицы (таблица № 15).

Таблица № 15

БФФ для фактора F25 «Тип и состояние изоляционного покрытия»

3.2.2.6. БФФ B_{26} = \phi_{26}(F_{26}) для фактора F26 «Время, прошедшее с момента последних электрометрических обследований».

БФФ представлена системой следующих выражений:

где Tэо — количество лет, прошедших с момента проведения последних обследований.

3.2.2.7. БФФ B_{27} = \phi_{27}(F_{27}) для фактора F27 «Качество работы средств ЭХЗ».

Фактор влияния F27 включает 3 подфактора, балльно-факторные функции для которых приведены в таблице № 16 (m — номер подфактора).

Таблица № 16

БФФ подфакторов фактора F27 «Качество работы средств ЭХЗ»

Итоговая балльная оценка фактора рассчитывается как сумма балльных оценок 3-х подфакторов:

B_{27} = \sum_{m = 1}^{3} B_{(27)}^{m}

3.2.2.8. БФФ B_{28} = \phi_{28}(F_{28}) для фактора F28 «Мониторинг и контроль эффективности ЭХЗ».

Балльная оценка данного фактора в целом рассчитывается как сумма балльных оценок 3-х подфакторов:

B_{28} = \sum_{m = 1}^{3} B_{(28)}^{m}

БФФ первых 2-х подфакторов задаются в табличном виде (строки 1 и 2 таблицы № 17), а БФФ третьего подфактора — в виде формул (3-я строка таблицы № 17).

Таблица № 17

БФФ 3-х составляющих фактора F28 «Мониторинг и контроль эффективности ЭХЗ»

3.2.2.9. БФФ B_{29} = \phi_{29}(F_{29}) для фактора F29 «Аварии и отказы, имевшие место по причине наружной коррозии».

БФФ для данного фактора имеет следующий вид:

B29 = 2 · Nсвищ-кор + 10 · Nрзр-кор, (8)

где: Nсвищ-кор. — количество имевших место свищей (утечек) на анализируемом участке по причине наружной коррозии за весь период его эксплуатации,

Nрзр-кор — количество имевших место разрывов на анализируемом участке по причине наружной коррозии за весь период его эксплуатации.

Если расчетное значение B₂₉ получится больше 10, то итоговое значение B₂₉ принимается равным 10 баллов.

3.2.3. БФФ для факторов влияния из группы FG3 «Коррозия под напряжением (КРН)».

Если анализируемый участок газопровода построен из новых труб с изоляцией из экструдированного или напыленного полиэтилена заводского нанесения со сварными стыками, изолированными термоусаживающимися манжетами, то вероятность возникновения стресс-коррозионных повреждений пренебрежимо мала и допускается принять равной 0 суммарную балльную оценку данной группы факторов, т.е. B3 = 0, без проведения дальнейшего анализа по данной группе факторов.

3.2.3.1. БФФ B_{31} = \phi_{31}(F_{31}) для фактора F31 «Комбинированный фактор КРН».

БФФ для фактора F31 имеет вид:

B₃₁ = kD · B₃₁-ПРМ, (9)

где: B31-ПРМ — промежуточная балльная оценка значения фактора F31, выбираемая из ячеек таблицы № 18.

kD — коэффициент, учитывающий влияние диаметра газопровода на возможность возникновения стресс-коррозионных дефектов и отказов, значения которого определены на основе анализа статистических данных по аварийности по причине КРН на газопроводах разных диаметров и приведены в таблице № 18.

Таблица № 18

Значения корректирующего коэффициента kD для газопроводов с различными условными диаметрами Dy и проектными давлениями Pпр

При максимальных значениях kD (1,25) и B31-ПРМ (8 баллов), т.е. при наихудшем значении комбинированного фактора F31 его балльная оценка, как и положено, будет равна 10 баллов.

Шкала возможных значений и промежуточных балльных оценок B31-ПРМ (в диапазоне от 0 до 8 баллов) для комбинированного фактора F31 задана в виде матрицы (таблица № 19).

Таблица № 19

Промежуточные балльные оценки B31-ПРМ возможных значений фактора F31