Приказ Ростехнадзора от 29.12.2022 № 478

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору · № 478 от 29.12.2022Действующий акт

Актуально на 10.11.2026.

Как цитировать: Приказ Ростехнадзора от 29.12.2022 N 478. 478. 29.12.2022. https://bukva.ai/docs/prikaz-478-2022-rostehnadzor-federalnaya

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

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ

от 29 декабря 2022 г. № 478

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

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 «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

2. Признать утратившим силу приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 июня 2016 г. № 228 «Об утверждении Руководства по безопасности „Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов“.»

Руководитель А. В. Трембицкий

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 декабря 2022 г. № 478

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

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее — Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2020 г. № 517, зарегистрированным Минюстом России 23 декабря 2020 г., регистрационный № 61745 (далее — Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов»),

2. Основные положения Руководства соответствуют требованиям Порядка оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений, утвержденного приказом Ростехнадзора от 16 октября 2020 г. № 414, зарегистрированным Минюстом России 17 декабря 2020 г., регистрационный № 61526 (далее — Порядок оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений), Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Ростехнадзора от 3 ноября 2022 г. № 387 (далее — Руководство по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах»), дополняют и развивают положения иных нормативных правовых актов и нормативных документов в области анализа риска аварий при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (далее — ОПО МН и МНПП).

3. Руководство содержит порядок количественной и балльной оценки риска и определения степени опасности (чрезвычайно высокая, высокая, средняя и низкая) промышленных аварий на объектах линейной части (далее — ЛЧ) и площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, перечень основных показателей риска аварии для ЛЧ и площадочных объектов ОПО МН и МНПП, а также методики их расчета или оценки.

4. Руководство распространяется на ОПО МН и МНПП, на которых обращаются опасные вещества — нефть и нефтепродукты.

5. Под нефтепродуктами в Руководстве понимают бензины, дизельные топлива и авиационные керосины.

6. Руководство предназначено для организаций, участвующих в:

разработке деклараций промышленной безопасности ОПО МН и МНПП, в том числе ЛЧ, насосных станций, резервуарных парков, перевалочных нефтебаз и терминалов;

разработке обоснования безопасности ОПО МН и МНПП;

разработке специальных технических условий на проектирование и строительство ОПО МН и МНПП;

проектировании ОПО МН и МНПП;

обосновании условий обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на ОПО МН и МНПП;

иных работах, связанных с определением степени опасности и проведением количественной и балльной оценки риска аварий с выбросом нефти и нефтепродуктов на ОПО МН и МНПП.

7. Перечень используемых сокращений и обозначений приведен в приложении № 1 к Руководству.

8. Используемые термины и их определения приведены в приложении № 2 к Руководству.

9. Методические принципы оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП основываются на положениях Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» и заключаются в:

использовании метода балльной оценки факторов, влияющих на частоту разрыва (целостность) ЛЧ анализируемого ОПО МН и МНПП;

численном моделировании аварийного нестационарного истечения сжимаемой жидкости из дефектного отверстия протяженного трубопровода с учетом действий по локализации и ликвидации аварийного разлива нефти, нефтепродукта;

оценке последствий аварийных разливов нефти, нефтепродуктов на объектах ЛЧ ОПО МН и МНПП и площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, связанных с потерями нефти, нефтепродуктов, загрязнением окружающей среды и травмированием людей;

алгоритмизации расчета удельных (на единицу длины трассы ОПО МН и МНПП) и интегральных (по всей трассе) показателей риска аварии;

ранжировании участков и составляющих анализируемого ОПО МН и МНПП по показателям риска с учетом среднестатистического (фонового) уровня аварийности на ОПО МН и МНПП.

10. Оценку риска аварий на ОПО МН и МНПП проводят на основе идентификации опасностей и результатов количественной оценки значений показателей риска аварий для однотипных участков ЛЧ ОПО МН и МНПП или составляющих площадочных объектов ОПО МН и МНПП.

Для ЛЧ ОПО МН и МИЛИ вне подводных и иных переходов рассматривают однокилометровые участки, а для подводных и иных переходов длину участка определяют размером перехода, прилегающих жилых, общественно-деловых или рекреационных зон, а также территорий с чувствительными к аварийным выбросам нефти и нефтепродуктов компонентами окружающей среды;

Для площадочных объектов рассматривают составляющие, объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому принципу (насосное и емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ).

11. Результаты оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП рекомендуется обосновать и оформить таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали при первоначальной процедуре оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП.

II. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ОЦЕНКИ РИСКА АВАРИИ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

12. Показатели риска аварии на объектах ЛЧ (участках) и площадочных сооружениях (составляющих) ОПО МН и МНПП количественно характеризуют опасность аварии и используются для ранжирования участков и составляющих ОПО МН и МНПП по степени опасности и обоснования приоритетов в мероприятиях по обеспечению безопасного функционирования ОПО МН и МНПП (риск-ориентированный подход).

Показатели риска аварии на ОПО МН и МНПП разделяют на основные и дополнительные. Основные показатели риска аварии на ОПО МН и МНПП рассчитывают при выполнении каждой оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП. Перечень рассчитываемых дополнительных показателей риска аварии на ОПО МН и МНПП определяется соответствующими задачами оценки риска аварии на ОПО МН и МНПП, указанными в пункте 21 Руководства.

Расчет количественных показателей риска аварии осуществляют по алгоритмам, изложенным в пунктах 53 - 67 Руководства.

13. Для определения степени опасности аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП в Руководстве используют основные показатели риска аварии (индивидуальный Rинд, потенциальный Rпот, коллективный Rколл и социальный F(x) риски гибели человека при аварии согласно Руководству по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах», а также дополнительные показатели, приведенные в таблице № 1 приложения № 3 к Руководству.

14. Показатели риска аварии ЛЧ-1, ЛЧ-5, ЛЧ-10 и ЛЧ-16 рассчитывают для всей трассы ОПО МН и МНПП, а ЛЧ-12, ЛЧ-13, ЛЧ-14, ЛЧ-15, ЛЧ-18 и ЛЧ-20 — для участков с приближением ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам (населенные пункты, автомобильные и железные дороги, маршруты водного транспорта, сельскохозяйственные угодья и пастбища, туристические территории и акватории, другие места возможного появления человека и массового скопления людей — людские тропы, кладбища, ярмарки выходного дня, объекты религиозных культов, концертные площадки и прочее). Дистанции такого приближения участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зонам составляют:

для МНПП — 1000 м и менее;

для МН — 500 м и менее.

Дистанции с приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам необходимы только для установления участков ЛЧ ОПО МН и МНПП, для которых рассчитывают показатели риска гибели людей в авариях, в том числе ЛЧ-12, ЛЧ-13, ЛЧ-14, ЛЧ-15 и ЛЧ-18.

Дистанции с приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам не являются минимально безопасными расстояниями для ЛЧ ОПО МН и МНПП.

Показатель риска аварии ЛЧ-17 представляют в виде изолиний на ситуационном плане участков с приближением участков ЛЧ ОПО МН и МНПП к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам. Распределение потенциального территориального риска гибели людей от аварий по территории объекта и прилегающей местности — в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

Показатель социального риска аварии (ЛЧ-19) представляется в виде графика ступенчатой функции, определяемой согласно пункту 66 настоящего Руководства.

Показатели риска аварии ЛЧ-2, ЛЧ-3, ЛЧ-4, ЛЧ-6, ЛЧ-7, ЛЧ-8, ЛЧ-9 и ЛЧ-11 определяют для каждого участка ЛЧ ОПО МН и МНПП и графически представляют в виде распределения по профилю трассы ОПО МН и МНПП.

При отсутствии достоверных оценок числа лиц, подверженных риску, из числа иных физических лиц допускается вместо показателя ЛЧ-15 использовать показатель ЛЧ-12.

15. Для определения степени опасности аварии на площадочных сооружениях или составляющих площадочных объектов ОПО МН и МНПП в Руководстве используют основные показатели риска аварии (Rинд, Rпот, Rколл и F(x) гибели человека при аварии согласно Руководству по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах»), а также дополнительные (удельные и интегральные) показатели риска аварии, приведенные в таблице № 2 приложения № 3 к Руководству.

16. Все показатели риска аварии, за исключением Пл-17, представляют в виде значений, рассчитанных для каждой составляющей и просуммированных для площадочного сооружения ОПО МН и МНПП в целом.

Показатель риска аварии Пл-17 представляют в виде изолиний на ситуационном плане площадочного объекта. Распределение потенциального территориального риска гибели людей от аварий по территории объекта и прилегающей местности — в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

Показатель социального риска аварии Пл-19 представляют в виде графика ступенчатой функции, определяемой согласно пункту 65 Руководства.

Показатели риска аварии Пл-3 — Пл-9 в части определения степени опасности для населения и иных физических лиц рассчитывают:

а) только для составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП с приближением к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам вокруг ОПО МН и МНПП. При этом дистанция, определяющая приближение границы площадочного сооружения ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зонам, составляет:

для МНПП — 2000 м и менее;
для МН — 750 м и менее.

Дистанции приближения составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП к жилой, общественно-деловой или рекреационной зоне не являются минимально безопасными расстояниями для ОПО МН и МНПП;

б) для составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП с возможностью временного нахождения иных физических лиц (например, строители, ремонтный персонал) на его территории и в зонах приближения, аналогичных указанным в подпункте «а» настоящего пункта, только для установленного периода пребывания людей (например, строительство, реконструкция, ремонт, ввод в эксплуатацию, испытания).

При отсутствии достоверных оценок числа рискующих из числа иных физических лиц допускается вместо показателя ПЛ-8 использовать показатель ПЛ-3.

17. На основе сравнения показателей риска со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии определяют степень опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП и устанавливают необходимость и очередность внедрения организационно-технических мероприятий обеспечения безопасности ОПО МН и МНПП.

III. ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

18. Проведение количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП проводят в четыре этапа:

планирование и организация работ;
идентификация опасностей аварий на ОПО МН и МНПП;
количественная оценка риска аварии на ОПО МН и МНПП:

а) оценка частоты возможных сценариев аварий;

б) оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий;

в) расчет показателей риска аварии на ОПО МН и МНПП;

г) определение степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП:

ранжирование участков ЛЧ и составляющих ОПО МН и МНПП по показателям риска аварии;

сравнение показателей риска аварии участков и составляющих ОПО МН и МНПП с соответствующим среднестатистическим (фоновым) уровнем и установление степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП;

разработка рекомендаций по снижению риска аварии на ОПО МН и МНПП (пункты 79 - 85 Руководства).

Блок-схема проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП приведена на рисунке 1 приложения № 3 к Руководству.

Планирование и организация работ

19. На этапе планирования и организации работ рекомендуется:

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

б) определить необходимость проведения количественного анализа риска аварии на ОПО МН и МНПП (декларирование промышленной безопасности, обоснование безопасности, экспертиза промышленной безопасности, обоснование проектных решений по обеспечению безопасности, обязательное страхование гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте, другие процедуры, требующие использования результатов анализа опасностей и оценки риска аварий на ОПО МН и МНПП);

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

г) собрать достоверные и представительные данные по аварийности и травматизму на ОПО МН и МНПП для определения среднестатистического (фонового) уровня риска аварии на ОПО МН и МНПП. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварии на ОПО МН и МНПП R5лет определяют как среднегодовое значение показателя риска аварии за последний пятилетний период рассмотрения на ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации;

д) задать пути достижения цели и определить основную задачу планируемой процедуры количественного анализа риска аварии.

20. Цель процедуры количественного анализа риска аварии — выявление наиболее опасных участков и составляющих площадочного сооружения, анализируемого ОПО МН и МНПП на основе результатов расчета показателей риска.

Достижение цели осуществляется при выполнении следующих основных задач количественного анализа риска:

а) максимально снизить риск аварии на участках ЛЧ и составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП при доступных ресурсах;

б) минимизировать затраты по снижению риска аварии на чрезвычайно опасных участках и составляющих площадочного сооружения ОПО МН и МНПП.

21. Цель и основные задачи количественного анализа риска аварии на ОПО МН и МНПП рекомендуется конкретизировать на различных этапах жизненного цикла ОПО МН и МНПП:

а) на этапе предпроектных работ и (или) проектирования ОПО МН и МНПП осуществляют:

выявление опасностей и количественную оценку риска с учетом воздействия поражающих факторов аварии на людей (персонал, население и иные физические лица), имущество и окружающую среду;

оценку вариантов безопасного размещения опасных производственных объектов, применяемых технических устройств, зданий и сооружений ОПО МН и МНПП;

оценку обеспечения промышленной безопасности в альтернативных проектных и технических решениях;

получение информации об опасностях аварий на ОПО МН и МНПП для выработки рекомендаций по безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП;

б) на этапе ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) ОПО МН и МНПП осуществляют:

уточнение оценок риска аварии, полученных на предыдущих этапах функционирования ОПО МН и МНПП;

проверку соответствия характеристик ОПО МН и МНПП фактическим условиям эксплуатации;

реализацию мероприятий по безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП, предусмотренных в декларации промышленной безопасности;

в) на этапе эксплуатации или реконструкции ОПО МН и МНПП осуществляют:

контроль основных опасностей аварий на ОПО МН и МНПП (в том числе при декларировании промышленной безопасности);

разработку рекомендаций по организации безопасной эксплуатации ОПО МН и МНПП;

совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, технологического регламента, планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО МН и МНПП, планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

оценку эффективности принятых мероприятий по снижению риска аварий на ОПО МН и МНПП.

Идентификация опасностей аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

22. Основная задача идентификации опасностей аварии — выявление и описание всех источников опасностей аварий (участков и составляющих ОПО МН и МНПП, на которых обращаются опасные вещества) и сценариев их реализаций.

На этом этапе рекомендуется:

провести сбор и оценку достоверности исходной информации. Перечень исходной информации, необходимой для проведения количественного анализа риска аварии на ОПО МН и МНПП, приведен в приложении № 4 Руководства;

произвести деление ЛЧ ОПО МН и МНПП на участки, а площадочных объектов — на составляющие. При этом:

начальными границами участка ЛЧ ОПО МН и МНПП выбирают месторасположения трубопроводной арматуры или места резкого изменения какого-либо значимого фактора (например, подводный переход, пересечение с транспортной коммуникацией, особенность рельефа местности, наличие населенного пункта, автомобильных и железных дорог, других жилых, общественно-деловых или рекреационных зон). Типовое значение длины участка ЛЧ ОПО МН и МНПП выбирают равным 1 км. При пересечении (сближении) ОПО МН и МНПП водных и иных объектов длину участка определяют кратной протяженности перехода, или длине трассы, прилегающей к жилым, общественно-деловым или рекреационным зонам, а также территориям, чувствительным по компонентам окружающей среды к аварийному загрязнению нефтью и нефтепродуктами;

на площадочных сооружениях выделяют следующие типовые составляющие, объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому принципу: насосное и емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ;

провести анализ условий возникновения и развития аварий, определить группы характерных сценариев аварий для рассматриваемого ОПО МН и МНПП.

Типовые сценарии аварий на линейной части опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

23. Причины аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП приведены на рисунке 2 приложения № 3 к Руководству в виде «дерева отказов», в нижней части которого показаны исходные события — предпосылки аварийной ситуации.

24. В отсутствие информации для расчетов вероятности конечного события (аварии) данное «дерево отказов» используют для определения возможных причин и прогнозирования сценариев разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП. Приведенное «дерево отказов» относится к варианту прокладки ОПО МН и МНПП без кожуха, в этом случае выброс приводит к разливу нефти, нефтепродукта непосредственно из аварийного участка с попаданием нефти, нефтепродукта в окружающую среду. В случае, если участок ЛЧ ОПО МН и МНПП выполнен по схеме «труба в трубе», то «дерево отказов» будет иметь аналогичный вид, но при этом возможны три варианта развития событий:

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

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

в) одновременное разрушение ОПО МН и МНПП и кожуха.

25. Сочетание всех трех вариантов, указанных в пункте 24 настоящего Руководства, по логическому элементу «ИЛИ» и будет представлять суммарное «дерево отказов». Для каждого из трех вариантов строится своя схема развития аварии. Например, если сначала происходит разрушение внутренней трубы, то истечение нефти, нефтепродукта происходит в межтрубное пространство и приведенное «дерево отказов» будет относиться к внутренней трубе. Для внешней трубы оно будет строиться аналогичным образом, как продолжение «дерева отказов», изображенного на рисунке 2 приложения № 3 к Руководству.

Дальнейшие (после разгерметизации участка ОПО МН и МНПП) сценарии развития аварии рекомендуется рассматривать с учетом возможности проявлений поражающих факторов (эффектов), которые связаны с утечками из трубопровода нефти, нефтепродукта и их воспламенением. Основными физическими эффектами при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП являются (в порядке убывания условной вероятности возникновения):

истечение нефти, нефтепродукта из дефектного отверстия (трещины);

загрязнение окружающей среды разлившейся нефтью, нефтепродуктом;

пожар пролива нефти, нефтепродукта при его воспламенении;

пожар-вспышка смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом;

взрыв ТВС паров нефти, нефтепродукта с воздухом;

токсическое воздействие продуктов горения нефти, нефтепродукта;

струйное горение утечки нефти, нефтепродукта.

26. При наличии источника зажигания возникает пожар пролива (см. Методику определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах, утвержденную приказом МЧС России от 10 июля 2009 № 404, зарегистрированным в Минюсте России 17 августа 2009 № 14541) (далее — Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах). При возникновении пожара на месте пролива возможны поражение открытым пламенем, тепловым излучением, горячими продуктами горения и токсичное воздействие продуктов горения.

27. Для нефти и нефтепродуктов, имеющих высокое давление насыщенных паров (более 10 кПа) и при повышенной (более 20 °C) температуре перекачиваемого продукта и окружающей среды, рассматривается еще один вариант развития событий: если при выбросе нефти, нефтепродукта в непосредственной близости нет источника зажигания, то нефть, нефтепродукт будет испаряться, а паровоздушное облако будет распространяться в атмосфере. Облако может достичь источника зажигания, в том числе расположенного на удалении от места выброса, и затем воспламениться. При стандартных источниках инициирования (открытое пламя, в том числе в котельных и при огневых работах, горячие поверхности, искры при ударах и трении, работающие двигатели внутреннего сгорания, молнии, разряды статического электричества, неосторожные действия человека: курение, разведение костров) в условиях рассматриваемых объектов наиболее вероятно сгорание облака паров нефти, нефтепродукта со скоростью до 200 м/с (нефть, нефтепродукты — среднечувствительные вещества класса 3, загроможденность окружающего пространства класс IV (слабо загроможденное и свободное пространство) или класс III (средне загроможденное пространство, отдельно стоящие технологические установки, резервуарный парк) в соответствии с Руководством по безопасности «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей», утвержденным приказом Ростехнадзора от 28 ноября 2022 г. № 412 (далее — Руководство по безопасности «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей»).

28. В случае наличия на пути дрейфующего облака строений, в которые могут инфильтроваться пары нефти, нефтепродукта, рассматривается возможность взрыва дрейфующего облака. Такой взрыв возможен в случае, если инфильтрованные в помещение пары нефти, нефтепродукта оказываются сынициированными внутри его. Внутренний взрыв в помещении является мощным источником инициирования, способным вызвать взрыв основного облака паров нефти, нефтепродукта.

Для струй нефти, нефтепродукта, которые могут диспергироваться в воздухе и образовывать капельную взвесь (как правило, это возможно для свищей высокого давления и на сухопутных участках), возможно образование горящего факела (согласно Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах).

29. После разгерметизации трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП или трубопроводной арматуры (узла запорной арматуры) развитие аварийных ситуаций соответствует следующей общей последовательности (группе сценариев): разгерметизация трубопровода или трубопроводной арматуры \rightarrow истечение нефти, нефтепродукта \rightarrow отключение насосов \rightarrow перекрытие запорной арматуры \rightarrow распространение нефти, нефтепродукта \rightarrow загрязнение нефтью, нефтепродуктами компонентов окружающей среды \rightarrow возможное воспламенение нефти, нефтепродукта \rightarrow горение (взрыв) облака и (или) пролива и (или) факела \rightarrow попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования, зданий, сооружений, коммуникаций, транспортных средств и (или) объектов окружающей среды \rightarrow эскалация аварии на соседние объекты \rightarrow локализация и ликвидация разлития (пожара).

30. При анализе сценариев аварий рекомендуется учитывать условия прокладки и размещения участка трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП (подземный, наземный (надземный), подводный ОПО МН и МНПП, ОПО МН и МНПП в тоннеле или в ином замкнутом (полузамкнутом) пространстве, в том числе «труба в трубе», трубы с бетонным или композитным покрытием). Конкретный сценарий аварии и его вероятность определяют исходя из следующих событий (приведено в примерном порядке убывания условной вероятности события):

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

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

в) мгновенное воспламенение паров нефти, нефтепродукта;

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

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

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

ж) возможность образования взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве при прокладке «труба в трубе» с последующим ее взрывом и разрушением внешней трубы.

31. Пример «дерева событий» при разгерметизации подземного участка ЛЧ (за исключением прокладки в кожухе, «труба в трубе», туннеле) приведен на рисунке 3 приложения № 3 к Руководству, алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродукта из ОПО МН и МНПП — на рисунке 4 приложения № 3 к Руководству.

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

а) возможность образования напорной струи в окружающей среде (c):

для подземных участков — 0,35 в обычном исполнении при выбросе из отверстия типа «свищ», для ОПО МН и МНПП «труба в трубе» при выбросе из отверстия типа «свищ» — 3,15·10-5, в остальных случаях — 0;

для надземных участков — 0,7 в одиночном исполнении при выбросе из отверстия типа «свищ», для исполнения «труба в трубе» при выбросе из отверстия типа «свищ» 6,3·10-5, в остальных случаях — 0;

для подводных переходов — 0;

б) возможность образования взрывоопасной смеси в ограниченном пространстве тоннеля (d) (для прокладки трубопровода в тоннеле):

при давлении насыщенных паров нефти, нефтепродуктов выше НКПР — 1;

в остальных случаях — 0;

в) возможность образования капельной смеси в атмосфере (e):

для надземных участков — 1;

для подземного участка — 1 в случае напорной струи и 0 в случае ее отсутствия;

для подводных переходов — 0;

г) мгновенное воспламенение (f):

для подводных ОПО МН и МНПП — 0;

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

для полного разрыва — 0,05;

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

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

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

при выбросе в тоннеле — 0,1;

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

и) возможность образования взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве для прокладки «труба в трубе» с последующим ее взрывом и разрушением внешней трубы (a) — не равна нулю только для свищей во внутренней трубе при транспортировании нефти, нефтепродуктов с давлением насыщенных паров выше НКПР и принимается равной 7·10-5;

к) возможность увеличения отверстия разрушения (во внутренней трубе) после взрыва взрывоопасной смеси в межтрубном пространстве с последующим ее разрушением (b) — 0,1.

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

33. На рисунке 4 приложения № 3 к настоящему Руководству приведен алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродуктов из ОПО МН и МНПП с учетом типовых времен обнаружения утечки, остановки насосов и начала перекрытия потока трубопроводной арматурой с учетом вероятности, длительности различных стадий аварийного истечения нефти, нефтепродуктов и действий АВБ. Приведены типовые значения времен длительности различных стадий. При наличии обоснований, возможно их изменение в соответствии с конкретной обстановкой.

34. При определении коэффициента сбора Ксб учитывают факторы, связанные со сложностью проведения аварийных работ и характеристик окружающей среды (рельеф, нефтеемкость грунтов, наличие водных объектов).

Для болотистых участков Ксб составляет 0,85, для лесных и луговых — 0,8.

В соответствии с балльной оценкой факторов влияния состояния ОПО МН и МНПП на степень риска аварии, приведенной в приложении № 5, Ксб = 0,6 для участков категории сложности I, 0,75 для участков категории сложности II — III и 0,9 для равнинных участков.

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

IV. ТИПОВЫЕ СЦЕНАРИИ АВАРИЙ НА ПЛОЩАДОЧНЫХ СООРУЖЕНИЯХ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

35. На площадочных сооружениях возможны те же физические эффекты (исходы), что на ЛЧ ОПО МН и МНПП, но наличие емкостей и замкнутых объемов дополнительно делает возможным:

а) внутренние взрывы в резервуарах и помещениях;

б) разлет осколков при разрушении емкостного оборудования;

в) образование огненного шара;

г) выброс вскипающей нефти, нефтепродукта из горящего резервуара.

Основным фактором, способствующим возникновению внутреннего взрыва, является образование смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом с концентрацией углеводородов выше НКПР и ниже ВКПР.

36. Для резервуаров со стационарной крышей возможность образования свободного (паровоздушного) пространства, частично заполненного воздухом, а частично парами нефти, нефтепродукта, существует за счет обмена через дыхательную арматуру, связанную с атмосферой (в случае наличия инертного газа в системе такого обмена нет). Для резервуаров с плавающей крышей это возможно при отказах крыши, ее перекосе при операциях опорожнения.

37. Особенностью аварийного разлива нефти, нефтепродукта в помещении (прежде всего насосных) является повышенная (по сравнению с разливом в неограниченном пространстве) возможность образования взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе. С другой стороны, в помещениях реализуются условия для более существенного повышения давления при горении (взрыве) (по сравнению с открытым пространством). При непринятии своевременных противопожарных мер возможны вспышка и взрыв паров нефти, нефтепродукта при наличии источника воспламенения. Источником воспламенения в помещениях насосных станций могут быть электрическая искра от электрооборудования, искры от удара и трения разрушающихся деталей, нагретые поверхности оборудования, открытое пламя при огневых работах, вторичные проявления молнии.

38. Одним из наиболее опасных вариантов развития аварийной ситуации при горении нефти, нефтепродукта в резервуаре является выброс горящей нефти, нефтепродукта из резервуара. Такой вариант развития аварии возможен, когда в нефти содержится значительное количество воды (более 0,3% и в этом случае выброс нефти возможен примерно через час после возникновения пожара), либо когда в резервуаре в придонной области скапливается вода, которая вскипает за счет прогрева от горящей в резервуаре нефти, нефтепродукта (скорость движения прогретого слоя от горящей поверхности ко дну составляет около 40 см/ч).

Вода может попасть в резервуар, например, при тушении горящей нефти, нефтепродуктов огнетушащими составами.

Кроме того, для нефтепродуктов с низкой температурой кипения (бензины, керосины) и небольшими объемами хранения возможен эффект «огненного шара» (подробное описание приведено в Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах).

39. Для расчетов сценариев на площадочных сооружениях (НПС, РП, ПНБ) рекомендуется рассматривать десять вариантов возможных аварий (групп сценариев). Первые три варианта связаны с возможными авариями на наземных резервуарах хранения нефти, нефтепродуктов, следующие три — с подземными ЖБР, седьмой — с авариями на небольших надземных емкостях, восьмой — с авариями на подземных емкостях, девятый — с авариями в насосных, десятый — с выбросами на технологических трубопроводах.

40. Первый вариант представляет собой разгерметизацию одного резервуара с нефтью, нефтепродуктом с истечением нефти, нефтепродукта в обвалование или за его пределы (сценарий A1). Второй вариант состоит в образовании шлейфа паров нефти, нефтепродукта на дыхательной арматуре (люке, зазоре) (для резервуаров с плавающей крышей) и его зажигании с формированием факела (очага) горения (сценарий A2). В третьем варианте рассматривают образование ТВС в резервуаре в результате испарения нефти, нефтепродукта с последующим воспламенением и взрывом (сценарий A3).

Четвертый вариант представляет собой истечение нефти, нефтепродукта из подземного ЖБР в результате переполнения в обвалование или за его пределы (сценарий A4). Пятый вариант состоит в образовании шлейфа паров нефти, нефтепродукта на дыхательной арматуре (люке) подземного ЖБР и его зажигании с формированием факела (очага) горения (сценарий A5). В шестом варианте рассматривают образование ТВС в подземном ЖБР с последующим воспламенением и взрывом (сценарий A6).

41. Сценарий A1. Частичное или полное разрушение единичного резервуара с нефтью, нефтепродуктами; трубопроводной арматуры, фланцевых соединений, переполнение резервуара \rightarrow отрыв от резервуара отдельных элементов, их разлет и воздействие на людей и объекты \rightarrow поступление в окружающую среду нефти, нефтепродукта (жидкой фазы и паров) с температурой окружающей среды (в случае подогрева — с температурой подогрева) \rightarrow возможное разрушение соседних резервуаров (при полном разрушении аварийного резервуара) \rightarrow разлив нефти, нефтепродукта на ограниченной обвалованием поверхности (разлив) нефти, нефтепродукта за пределами обвалования \rightarrow воспламенение (в случае мгновенного воспламенения) нефти, нефтепродукта на месте выброса, горение нефти, нефтепродукта в (за) обваловании и (или) в резервуаре (резервуарах) \rightarrow в случае отсутствия мгновенного воспламенения частичное испарение нефти, нефтепродукта \rightarrow при наличии струйного приподнятого над землей истечения возможно образование капельной взвеси в воздухе \rightarrow образование облака взрывоопасной смеси паров нефти, нефтепродукта с воздухом \rightarrow распространение пролива и взрывоопасного облака парогазовой смеси \rightarrow попадание паро-, капельно-воздушного облака или разлитой нефти, нефтепродукта в зону нахождения источника зажигания \rightarrow сгорание/взрыв взрывоопасного облака \rightarrow воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (пламя, излучение и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов сгорания облака \rightarrow возможное воспламенение нефти, нефтепродукта на месте выброса, горение нефти, нефтепродукта в (за) обваловании, в резервуаре (резервуарах) \rightarrow воздействие горящего пролива (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения) на людей и объекты, в том числе образование факелов на дыхательной арматуре и иных негерметичностях, взрывы в соседних резервуарах (в том числе находящихся в одном обваловании), попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей и их возгорание, потеря устойчивости резервуаров, дополнительный выброс нефти, нефтепродукта в (за) обвалование, выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды \rightarrow попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды \rightarrow последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

«Дерево событий» для сценария A1 приведено на рисунке 5 приложения № 3 к Руководству. Конечные ветви «дерева событий», отмеченные словами «Прекращение аварии», при наличии в этих сценариях горения будут сопровождаться воздействиями, перечисленными выше в описании иных сценариев.

В случае, если такое воздействие приводит к дополнительному выбросу нефти, нефтепродукта и (или) появлению новых очагов горения как на рассматриваемом резервуаре, так и на соседних, соответствующая конечная ветвь на приведенном «дереве событий» будет служить отправной точкой нового «дерева событий» данной аварийной ситуации. Например, при горении в обваловании и потере резервуаром устойчивости необходимо рассмотреть далее также «дерево событий» для полного разрушения резервуара при наличии мгновенного воспламенения.

На рисунке 5 (и на всех последующих рисунках «деревьев событий») не представлены ветвления, связанные с действиями по тушению (ликвидации) пожара. Такое ветвление происходит по двум путям:

прекращение пожара в случае успешных действий;

продолжение пожара в случае неудачи.

Данное ветвление учитывают при расчете условных вероятностей конечных событий, что достигается путем умножения соответствующей условной вероятности (a, 1-a) на условную вероятность успешности тушения пожара. Процедуру выполняют для каждой ветви «дерева событий», на которой предпринимается соответствующее действие. Вероятность успешного тушения пожара в резервуаре принимают равной 0,3. Вероятность успешного тушения пожара за пределами резервуара принимают равной 0,05.

На рисунке 5 приняты следующие условные вероятности событий:

а) резервуар теряет целостность после появления разрушения (a) — условная вероятность определяется согласно данным Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах»;

б) разрушение соседних (находящихся в одном обваловании) резервуаров и дополнительный выброс нефти, нефтепродуктов (b):

для длительных выбросов — 0;

для залповых выбросов — определяется на основе расчета зон действия опасных факторов;

в) возможность пролива за пределы обвалования определяется по результатам моделирования распространения жидкости по поверхности, и условная вероятность (c) его составляет:

при длительном выбросе — 1, если струя приподнятая, образующаяся при истечении из резервуара, выпадает за пределы обвалования, в противном случае — 0;

при залповом выбросе — 0, если конструкция обвалования вмещает всю выброшенную нефть, нефтепродукты, исключает перехлест нефти, нефтепродукта через обвалование и его разрушение (размыв), в противном случае — 1;

г) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) — 0,05 для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки более 28 °C; для истечения нестабильной и стабильной жидкой фазы с температурой вспышки менее или равной 28 °C — 0,2;

д) образование дрейфующего облака ТВС (e) для взрывопожароопасных жидкостей в условиях содержания в емкости с давлением насыщенных паров менее 10 кПа — 0, в остальных случаях — 1;

е) образование капельной взвеси нефти, нефтепродукта в атмосфере (f) для бензинов и керосинов при высоте выброса более 5 м — 1; в остальных случаях — 0;

ж) отсроченное воспламенение (g) — 0,05 для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки более 28 °C, для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки менее или равной 28 °C или нестабильной жидкой фазы — 0,2.

42. Сценарий A2. Образование облака паров нефти, нефтепродукта при сбросе через дыхательную арматуру (большие и малые дыхания), в местах негерметичности сочленения пенных камер с корпусом резервуара, открытые люки, за счет локального испарения на зазоре плавающей крыши \rightarrow загазованность окружающего пространства с образованием объемов ТВС во взрывоопасных пределах, их воспламенение \rightarrow сгорание (взрыв) облака ТВС, воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (излучение, пламя и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов \rightarrow образование факела на дыхательной арматуре (на зазоре) при стабилизации горения на месте выброса паров \rightarrow воздействие факела на близлежащие объекты, в том числе переброс факела на дыхательную арматуру других резервуаров, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячих продуктов горения, задымление \rightarrow распространение горения на весь резервуар, возможно со взрывом ТВС в резервуаре \rightarrow переход горения на поверхность жидкости, возможное обрушение крыши (полное или частичное); выгорание нефти, нефтепродукта в резервуаре, воздействие на людей и соседнее оборудование (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения), в том числе горения на дыхательную арматуру других резервуаров, инициирование новых очагов горения на других резервуарах с плавающей крышей, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри резервуара, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячими продуктами горения, задымление \rightarrow выброс горящей нефти, нефтепродукта из резервуара при обрушении крыши (либо при разрушении резервуара, либо при переливе горящего продукта), при проведении пенной атаки \rightarrow образование «карманов», продолжение пожара \rightarrow выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре \rightarrow потеря резервуаром устойчивости, его полное разрушение в результате пожара.

«Дерево событий» для сценария A2 приведено на рисунке 6 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 6 приняты следующие условные вероятности событий:

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

б) прекращение горения (b) при наличии на дыхательной арматуре исправного огнепреградителя — 1, на зазоре — 0,75, на люке — 0,2;

в) зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре (c) — 0,2 или в зависимости от надежности огнепреградителей, или с учетом способности потушить пожар на зазоре;

г) при переходе горения на резервуар, в резервуаре происходит взрыв (d) — 0,2 для резервуаров со стационарной крышей и 0 для резервуаров с плавающей крышей;

д) взрыв вызывает разрушение резервуара (в том числе обрушение крыши с переливом горящего продукта) (e) — 0,5;

е) при проведении пенной атаки произошел перелив нефти, нефтепродукта — 0,2 (без пенной атаки не задается);

ж) выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре (g) — в зависимости от обстоятельств;

и) потеря устойчивости резервуара при пожаре в нем (h) — в зависимости от обстоятельств.

43. Сценарий A3. Образование в резервуаре ТВС (в результате испарения нефти, нефтепродукта, подсоса воздуха), инициирование смеси (заряды атмосферного и статического электричества, огневых работ, пирофорные отложения, внешний нагрев), сгорание (взрыв) ТВС внутри резервуара \rightarrow поражение взрывом объектов и людей, прежде всего находившихся в резервуаре, на крыше вблизи от него (волны сжатия и разрежения — затягивание в резервуар, открытое пламя, горячие продукты взрыва, излучение) \rightarrow возможное последующее разрушение резервуара, образование осколков, воздействие осколков на людей, окружающее оборудование.

Далее развитие аварии может идти по одному из вариантов:

а) нефть, нефтепродукты начинают поступать из резервуара наружу (вариант 1);

б) нефть, нефтепродукты остаются в резервуаре (вариант 2).

В случае варианта 1 дальнейшие события развиваются по сценарию A1. В случае развития по варианту 2 после взрыва в резервуаре может начаться пожар, и тогда авария будет развиваться по сценарию A2 (с момента загорания в резервуаре). Если пожар не возникает, то развитие аварийной ситуации можно считать законченным.

«Дерево событий» для сценария A3 приведено на рисунке 7 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 7 приняты следующие условные вероятности событий:

при взрыве внутри резервуара образуются разлетающиеся элементы крыши резервуара (a) — 0,02;

условная вероятность выхода нефти из резервуара (b) определяется согласно данным Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» из соотношения полных частичных разрушений;

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

44. Сценарии A4 — A6 аналогичны сценариям A1 - A3, но в силу подземного расположения резервуара имеют следующие отличия:

а) выброс жидкой фазы может быть только при переполнении резервуара, и разливы при этом происходят только в специально предусмотренных местах (приямки);

б) полное разрушение резервуара и залповый выброс содержимого исключены, поскольку грунт всегда выполняет функцию стенок.

«Дерево событий» для сценария A4 приведено на рисунке 8 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 8 приняты следующие условные вероятности событий:

мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) — 0,05 для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки более 28 °C, для истечения нестабильной и стабильной жидкой фазы с температурой вспышки менее или равной 28 °C — 0,2;

образование дрейфующего облака ТВС (e) для всех дизельных топлив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа — 0, в остальных случаях — 1;

отсроченное воспламенение (g) — 0,05 для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки более 28 °C, для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки менее или равной 28 °C или нестабильной жидкой фазы — 0,2.

«Дерево событий» для сценария A5 приведено на рисунке 9 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 9 приняты следующие условные вероятности событий:

воспламенение шлейфа паров нефти, нефтепродукта (a) — 0,2;

прекращение горения (b) при наличии на дыхательной арматуре исправного огнепреградителя — 1, на люке — 0,2;

зажигание нефти, нефтепродукта в резервуаре (c) — 0,2 или в зависимости от надежности огнепреградителей;

при переходе горения на резервуар, в резервуаре происходит взрыв (d) — 0,2 для резервуаров со стационарной крышей, для резервуаров с плавающей крышей — 0;

взрыв вызывает разрушение резервуара (в том числе обрушение крыши с переливом горящего продукта) (e) — 0,5;

при проведении пенной атаки произошел перелив нефти, нефтепродукта — 0,2 (без пенной атаки не задается);

выброс горящей нефти, нефтепродукта при вскипании воды в резервуаре (g) — в зависимости от обстоятельств.

«Дерево событий» для сценария A6 приведено на рисунке 10 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 10 приняты следующие условные вероятности событий:

при взрыве внутри резервуара образуются разлетающиеся элементы крыши резервуара (a) — 0,02;

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

45. Сценарии A7 - A8 рассматривают емкости под давлением, в которых исключена возможность внутренних взрывов.

46. Сценарий A7. Разрушение (частичное или полное) емкости с нефтью, нефтепродуктом \rightarrow поступление в окружающую среду нефти, нефтепродукта \rightarrow при полном разрушении и наличии источника воспламенения для нефтепродукта, способного к быстрому вскипанию, образование BLEVE и/или пожара разлития; при частичном разрушении и мгновенном воспламенении — образование горящего факела и/или пожара разлития; в отсутствие воспламенения образование и распространение пролива нефти, нефтепродукта и его частичное испарение \rightarrow образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе \rightarrow воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания \rightarrow сгорание/взрыв облака ТВС \rightarrow пожар разлития (при наличии длительного напорного выброса газа, двухфазной или диспергированной струи — ее горение) \rightarrow попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды \rightarrow последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

«Дерево событий» для сценария A7 приведено на рисунке 11 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 11 приняты следующие условные вероятности событий:

емкость сохраняет целостность после появления разрушения (a) — условная вероятность определяется согласно данным Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах»;

разрушение ниже уровня жидкости (b) — пропорционально отношению средней высоты уровня жидкости (взлива) к высоте емкости (если нет данных, принимается 0,8);

мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (c) — 0,05 для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки более 28 °C, для истечения стабильной жидкой фазы с температурой вспышки менее или равной 28 °C или нестабильной жидкой фазы — 0,2; для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости) — 0,2;

образование дрейфующего облака ТВС (d) — для взрывопожароопасных жидкостей в условиях содержания в емкости с давлением насыщенных паров менее 10 кПа — 0, в остальных случаях — 1;

появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (e) — 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости), для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости) — 0,2;

образование капельной взвеси (диспергированной струи) (h) — 0,7 (только в случае свищей);

образование BLEVE/огненного шара (j) — условная вероятность определяется согласно данным Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» по полному и частичному разрушению емкости с учетом возможности образования BLEVE/огненного шара для конкретного продукта в емкости.

Сценарий A8 аналогичен сценарию A7 с той разницей, что подземное расположение емкости исключает возможность полного разрушения и пролива жидкой фазы.

47. Сценарий A8. Разрушение (частичное или полное) емкости с нефтью, нефтепродуктом \rightarrow поступление в окружающую среду паров нефти, нефтепродукта \rightarrow при частичном разрушении (выше уровня жидкости) истечение газа при его зажигании — горение факела; при отсроченном воспламенении также сгорание/взрыв облака ТВС от струйного выброса с сопутствующими воздействиями \rightarrow при «полном» разрушении — раскрытие емкости, формирование открытого зеркала нефти, нефтепродукта и ее частичное испарение \rightarrow образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе \rightarrow воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания \rightarrow сгорание (взрыв) облака ТВС от испарения \rightarrow пожар разлития \rightarrow попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды \rightarrow последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

«Дерево событий» для сценария A8 приведено на рисунке 12 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 12 приняты следующие условные вероятности событий:

мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (c) — 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости), для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости) — 0,2;

образование дрейфующего облака ТВС (d) — для взрывопожароопасных жидкостей с давлением насыщенных паров в условиях содержания в емкости менее 10 кПа — 0, в остальных случаях — 1;

48. Сценарий A9. Разрушение, частичное или полное, насосного агрегата или подводящего трубопровода \rightarrow поступление, в том числе в помещение, нефти, нефтепродукта с температурой окружающей среды \rightarrow распространение пролива нефти, нефтепродукта в помещении (за его пределами) и ее частичное испарение \rightarrow образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе \rightarrow воспламенение паровоздушной смеси, истекающей струи (при утечке из свища), разлитой нефти, нефтепродукта при наличии источника зажигания \rightarrow сгорание (взрыв) облака ТВС и возможное последующее горение разлитой нефти, нефтепродукта \rightarrow пожар, горение струи (на месте свища) \rightarrow разрушение насосной, попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды \rightarrow последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

«Дерево событий» для сценария A9 приведено на рисунке 13 приложения № 3 к Руководству.

На рисунке 13 приняты следующие условные вероятности событий:

возможность образования капельной смеси (a) — 0,7;

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

образование дрейфующего облака ТВС (c) для взрывопожароопасных жидкостей в условиях содержания в емкости с давлением насыщенных паров менее 3 кПа (насосы в помещении) — 0, в остальных случаях — 1;

появление на пути дрейфующего облака ТВС источника зажигания (d) — 0,05.

49. Сценарий A10. Разрушение, частичное или полное, технологического трубопровода (трубопроводной арматуры, камеры приема и пуска СОД) \rightarrow поступление в окружающую среду нефти, нефтепродуктов с температурой окружающей среды \rightarrow образование и распространение пролива нефти, нефтепродуктов, его частичное испарение \rightarrow образование взрывоопасной концентрации паров нефти, нефтепродукта в воздухе \rightarrow воспламенение паров нефти, нефтепродукта и (или) пролива нефти, нефтепродукта, истекающей струи (при утечке из свища), при наличии источника зажигания \rightarrow сгорание (взрыв) облака ТВС \rightarrow пожар разлития, горение струи (на месте свища) \rightarrow попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и (или) объектов окружающей среды \rightarrow последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

«Дерево событий» на технологическом трубопроводе полностью аналогично «дереву событий» на ЛЧ ОПО МН и МНПП, рисунок 13 приложения № 3 к Руководству.

50. Основными поражающими факторами в случае аварий на площадочных сооружениях являются:

ударная волна;

тепловое излучение;

открытое пламя и горящая нефть, нефтепродукт;

осколки разрушенного оборудования, обрушения зданий и конструкций.

51. Перечисленные сценарии аварий включают и сценарии, развитие которых сопровождается так называемым «эффектом домино». Этот эффект учитывают на последних этапах развития аварии — последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Переход аварийной ситуации с одной емкости на другую возможен при:

разлете осколков (или отдельных элементов конструкции) и разрушении этими осколками соседних емкостей;

охватывании пламенем емкости и потере устойчивости конструкций этой емкости;

нагреве емкости тепловым излучением и потере устойчивости конструкций этой емкости;

нагреве емкости тепловым излучением или пламенем и внутреннем взрыве в емкости вследствие нагрева;

контакте пламени с загазованной областью с концентрацией выше НКПР (таким образом может передаваться горение с дыхательного клапана одного резервуара на дыхательный клапан другого резервуара);

выбросе горящей нефти, нефтепродукта, разлете искр и нагретых элементов по территории, прилегающей к месту аварии.

52. Аварии на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП могут развиваться по схеме, приведенной на рисунке 14 приложения № 3 к Руководству.

При использовании изложенных сценарных схем развития аварии учитываются свойства нефти, нефтепродукта, поскольку некоторые физические процессы могут происходить, только если характеристики жидкой фазы лежат в определенном диапазоне, в связи с чем рекомендуется учитывать следующее:

для дизельного топлива реализуется только один вариант горения — горение пролива;

облака ТВС образуются только при проливах бензина, керосина и нефтей с высоким давлением насыщенных паров (более 10 кПа);

горящие факелы возможны только на бензине, керосине и нефти (при свищах);

огненные шары образуются только на емкостях с бензином, керосином и иными нефтепродуктами с низкой температурой кипения.

V. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА РИСКА АВАРИИ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ. ОЦЕНКА ЧАСТОТЫ ВОЗМОЖНЫХ СЦЕНАРИЕВ АВАРИЙ

53. Оценку ожидаемых частот аварий на объектах ОПО МН и МНПП рекомендуется проводить на основе официальных данных по расследованию аварий с разгерметизацией ЛЧ ОПО МН и МНПП, технических устройств и сооружений, сопровождаемой выбросом нефти или нефтепродуктов при эксплуатации объектов ОПО МН и МНПП, или в соответствии с нормативными документами, утвержденными или согласованными Ростехнадзором или МЧС России.

54. При оценке частоты аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП рекомендуется учитывать:

статистические данные Ростехнадзора по количеству, частоте разгерметизации ОПО МН и МНПП и причинам аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации с разными технологическими параметрами;

влияние на возможность разгерметизации ОПО МН и МНПП различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплуатационных, срока эксплуатации, антропогенных и других факторов, изменяющихся вдоль трассы ОПО МН и МНПП.

55. Для оценки частоты аварий на произвольных участках ОПО МН и МНПП применяются методики, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварии с помощью системы коэффициентов и балльных оценок, учитывающих неравнозначное влияние указанных выше факторов в соответствии с приложениями № 5 и № 6 к Руководству. При расчете используется принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП с помощью специально выстроенной системы из пяти групп факторов влияния с установленными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов, который можно применять для сухопутных участков и подводных переходов ОПО МН и МНПП как при наличии результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.

56. Оценку частот (вероятности) разгерметизации оборудования на площадочных сооружениях проводят в соответствии с методическими документами Ростехнадзора.

57. Частоту развития аварии по тому или иному сценарию аварии вычисляют перемножением частоты возникновения аварии, определенной в соответствии с пунктами 54 и 55 Руководства, на условные вероятности сценариев, указанные в пункте 32, 41 - 49, с учетом количества единиц оборудования.

Оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий

58. Для оценки последствий аварий для каждого рассматриваемого сценария определяют вероятные зоны действия поражающих факторов аварии в соответствии с приложением № 7 к Руководству.

59. Для каждого рассматриваемого сценария производят расчет количества пострадавших от аварии и максимально возможного числа потерпевших с учетом времени пребывания в зоне поражения (в том числе, при необходимости, максимально возможного количества потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на ОПО — МВКПл, МВКПп), которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей зоне действия поражающих факторов аварии (исходя из принципа «поглощения» большей опасностью всех меньших опасностей). Определение числа пострадавших от аварии приведено в Руководстве о безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

60. Величина ожидаемого ущерба при аварии и расчет платы за загрязнение окружающей среды определяются и в дальнейшем производятся в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

Расчет показателей риска аварии на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

61. Величину потенциального риска вдоль оси однониточного трубопровода Rпот(x0, r0), год-1, в определенной точке с координатами (x0, r0), где координата x0 — координата вдоль оси трубопровода, км, r0 — координата по оси, перпендикулярной оси трубопровода, расположенной на расстоянии r0, км от оси ОПО МН и МНПП определяют по формуле:

R_{\text{пот}(\text{х}_{0},r_{0})} = \int_{x_{min}}^{x_{max}} \lambda(x) \sum_{k = 1}^{K_{0}x} {}^{()}Q_{k}min(1;1 - \prod_{j = 1}^{\text{Ф}_{k}x,y} {}^{()}(1 - \nu_{\text{уяз}}^{kj}(\text{х}_{0},r_{0})Q_{\text{пор}}^{kj}(x,\text{х}_{0},r_{0})))dx

где; \lambda(x) — удельная частота разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП в точке с координатой x вдоль оси ОПО МН и МНПП, год-1·км-1;

Qk — условная вероятность реализации k-го сценария развития аварии;

\nu_{\text{уяз}}^{kj}(\text{х}_{0},r_{0}) — коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (x0, r0) от j-го поражающего фактора, который может реализоваться в ходе k-го сценария аварии и зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся от 0 (человек неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия);

Фk(x0, r0) — количество поражающих факторов, которые могут действовать одновременно при реализации k-го сценария в точке с координатами (x0, r0) и который определяется в соответствии с рекомендациями Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

Q_{\text{пор}}^{kj}(x,\text{х}_{0},r_{0}) — условная вероятность поражения человека в точке территории с координатой (x0, r0) в результате реализации j-го поражающего фактора в k-ом сценарии развития аварии, произошедшей в точке ОПО МН и МНПП с координатой x.

Способ определения удельных частот различных типов разгерметизации ОПО МН и МНПП приведен в пунктах 53 - 57 Руководства, условной вероятности реализации сценариев — в пунктах 32, 41 - 49 Руководства.

Верхнюю и нижнюю границы интегрирования xmin и xmax определяют таким образом, что ни для одного возможного сценария аварий в точках с координатой менее xmin или с координатой более xmax вдоль оси трубопровода зоны действия поражающих факторов не будут распространяться на точку территории с координатами (x0, r0).

При определении потенциального риска для многониточного трубопровода или для участка с лупингами значения потенциального риска от каждой нитки трубопровода в точке территории рассчитывают по формуле, приведенной в данном пункте, а итоговое значение потенциального риска в точке принимают равным сумме значений потенциального риска от каждой нитки.

62. Величину потенциального риска Rпот(x, y), год-1, в определенной точке (x, y) на территории площадочного объекта и в селитебной зоне вблизи площадочного объекта рекомендуется определять по формуле:

R_{\text{пот}}(\text{х},y) = \sum_{i = 1}^{I} Q_{i}min(1;1 - \prod_{j = 1}^{\text{Ф }x,y} {}^{()}(1 - \nu_{\text{уяз}}^{ij}(\text{х},y) \cdot P_{\text{гиб}}^{ij}(\text{х},y)))

где: I — число сценариев развития аварий;

Qi — частота реализации в течение года i-го сценария развития аварии, год-1.

Условные вероятности поражения человека P_{\text{гиб}}^{ij}(\text{х},y) определяют в соответствии с приложением № 7 к Руководству. Частоту реализации сценария развития аварии вычисляют перемножением частоты возникновения аварии, определенной в соответствии с пунктами 53 - 57 Руководства, на условную вероятность сценария, определенную в пунктах 32, 41 - 49 Руководства для каждой единицы оборудования,

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

R_{i} = \sum_{j = 1}^{G} q_{ji}R_{\text{пот}}(j) ,

где: qji — вероятность присутствия i-го работника в j-й области территории;

Rпот(j) — величина потенциального риска в j-ой области территории, год-1.

Вероятность qji определяют долей времени нахождения рассматриваемого человека в определенной области территории.

64. Индивидуальный риск для жителей населенных пунктов и иных объектов с размещением людей определяют в соответствии с формулой, приведенной в пункте 63 Руководства, заменяя слово «работник» словом «житель» и принимая при расчете потенциального риска \nu_{\text{уяз}}^{ij} равным единице. Если не представляется возможным оценить вероятность присутствия жителя в каждой области территории, величину индивидуального риска принимают равной значению потенциального риска в жилой, общественно-деловой или рекреационной зонах.

Аналогичным образом можно определять значения индивидуального риска для иных групп лиц (работников соседних предприятий, посетителей мест массового скопления людей, пассажиров железнодорожного и автотранспорта) с учетом \nu_{\text{уяз}}^{ij} определяемого в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

65. Величины ожидаемого ущерба (коллективный риск, ожидаемые утечки и потери нефти, нефтепродукта при аварии, ожидаемый экологический ущерб) для всего объекта, его составляющих или отдельных участков определяют по формуле:

R = \sum_{j = 1}^{J} N_{j}Q_{j}

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

Q_j - частота реализации в течение года j-го сценария развития аварии, год-1, определяемая в соответствии с пунктами 53 - 57 Руководства;

Nj — ущерб (потери нефти или нефтепродукта, число погибших) при реализации j-го сценария аварии.

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

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

R_{\text{колл}} = \sum_{j = 1}^{J} N_{\text{ср}.\text{гиб}}^{j}Q_{j} ;

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

R_{m} = \sum_{i = 1}^{J} V_{j}Q_{j} ;

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

R_{Y} = \sum_{i = 1}^{J} \text{У}_{j}Q_{j} ;

при определении экологического риска RЭп, тыс. руб./год — ожидаемого экологического ущерба в течение года для всех возможных сценариев общим числом J (j = 1, ..., J):

R_{\text{Э}n} = \sum_{i = 1}^{J} (\text{У}_{\text{Э}})_{j}Q_{j}

66. Социальный риск рекомендуется рассчитывать в соответствии с Руководством по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

67. Максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на опасном объекте, определяется как наибольшее из значений величин максимально возможного количества потерпевших для различных сценариев и групп потерпевших лиц, определенных в соответствии с пунктами 58 - 59 Руководства.

Определение степени опасности участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

68. На этапе: «Определение степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП проводится:»

ранжирование участков и составляющих ОПО МН и МНПП по показателям риска аварии;

сравнение показателей риска аварии участков и составляющих ОПО МН и МНПП со среднестатистическим (фоновым) уровнем и установление степени опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

Ранжирование участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов по показателям риска аварии

69. Ранжирование участков и составляющих ОПО МН и МНПП по основным опасностям аварий осуществляют для однотипных участков и составляющих ОПО МН и МНПП по характерным для них основным показателям риска аварий в соответствии с разделом II Руководства.

70. Для ранжирования участков ЛЧ ОПО МН и МНПП строят зависимость для характерных показателей риска аварии ЛЧ-2, ЛЧ-3, ЛЧ-4, ЛЧ-6, ЛЧ-7, ЛЧ-8, ЛЧ-9 и ЛЧ-11 вдоль всей трассы по форме, изображенной на рисунке 15 приложения № 3 к Руководству, где R(n) — один из показателей риска для n-го участка, xn — расстояние от начала трассы для n-го участка.

71. Для ранжирования составляющих площадочных объектов ОПО МН и МНПП составляют таблицу с полным перечнем рассмотренных составляющих, сгруппированных по типам (насосное оборудование, резервуары и иное емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ), и с указанием рассчитанных показателей риска аварии в порядке убывания средней массы потерь нефти, нефтепродукта при наиболее опасном сценарии аварии. Отдельно указывают составляющие, имеющие максимальные значения по другим показателям (за исключением Пл-16).

Сравнение показателей риска аварии участков и составляющих опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов со среднестатистическим (фоновым) уровнем. Установление степени опасности участков и составляющих на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

72. На основе ранжирования участков и составляющих ОПО МН и МНПП по рассчитанным количественным показателям риска аварии устанавливают степень опасности участков и составляющих ОПО МН и МНПП.

Опасность аварии на участках и составляющих ОПО МН и МНПП устанавливают относительным сравнением со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии по следующим степеням:

низкая;

средняя;

высокая;

чрезвычайно высокая.

73. Для участков ЛЧ ОПО МН и МНПП степень опасности аварий определяют различием между рассчитанным для участка значением показателя риска аварии и среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии R5лет по критериям, приведенным в таблице № 3 приложения № 3 к Руководству.

74. Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварии для ЛЧ ОПО МН и МНПП R5лет определяют на этапе планирования организации работ как среднегодовое значение показателя риска аварии за последний пятилетний период рассмотрения на ОПО МН и МНПП эксплуатирующей организации.

75. Примеры определения критериев степени опасности участков ЛЧ ОПО МН и МНПП, где в качестве показателей опасности использованы удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта и экологический ущерб от аварий за год, приведены в таблицах № 4 и 5 приложения № 3 к Руководству. Для ЛЧ ОПО МН и МНПП указанные дополнительные показатели риска аварии являются типовыми.

76. Иллюстрация формы представления распределения суммарной длины участков Ls трассы по показателю риска аварии R приведена на рисунке 16 приложения № 3 к Руководству.

В случае однокилометровых сухопутных участков вместо суммарной длины участков Ls используют общее количество таких участков.

При отсутствии достоверных сведений о среднестатистическом (фоновом) уровне риска аварии для какого-либо показателя риска аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП критерии степени опасности устанавливают исходя из значений данного показателя, рассчитанных для участков всей трассы на этапе «Количественная оценка риска аварии на ОПО МН и МНПП». Для этого полный интервал изменения показателя риска {Rmin, Rmax} разделяют по критериям степени опасности на ЛЧ ОПО МН и МНПП, приведенным в таблице № 6 приложения № 3 к Руководству.

77. Для площадочных объектов (составляющих) ОПО МН и МНПП степень опасности аварий определяют показателем максимально возможного количества потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии (в том числе смертельно травмированных), по критериям, приведенным в таблице № 7 приложения № 3 к Руководству.

78. Для сопоставительной оценки степени опасности разливов нефти и нефтепродуктов в водные объекты при авариях на ОПО МН и МНПП можно использовать данные международной статистики, например, по аварийным разливам при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами.

VI. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИИ НА ОПО МН И МНПП

86. Результаты количественного анализа риска аварии на ОПО МН и МНПП рекомендуется оформлять таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены квалифицированными специалистами, которые не участвовали при первоначальной процедуре количественного анализа риска аварии на ОПО МН и МНПП.

87. Процесс и результаты работ по количественному анализу риска аварии на ОПО МН и МНПП документируют в виде отчета по анализу риска аварии на ОПО МН и МНПП в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденными приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2020 года № 517, зарегистрированным Минюстом России 23 декабря 2020 г., регистрационный № 61745.

Приложение № 1 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 декабря 2022 г. № 478

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

В настоящем Руководстве используются следующие сокращения и обозначения:

A(x) — площадь поперечного сечения ОПО МН и МНПП, в общем случае переменная по трассе, м2;

АВБ — аварийно-восстановительная бригада;

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ВКПР — верхний концентрационный предел распространения пламени;

ГИС — географическая информационная система;

Грi/Гр*i — группа факторов влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварии;

ЖБР — железобетонный резервуар;

ОПО — опасный производственный объект;

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

Ксб — коэффициент сбора;

ЛЧ — линейная часть;

МВКПл — максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на ОПО — максимально возможное количество потерпевших (погибших) при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП, с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторов аварии, чел.;

МВКПп — максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на ОПО — максимально возможное количество потерпевших (в т.ч. погибших) при авариях на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП, с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторов аварии, чел.;

МН — магистральный нефтепровод;

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод;

НКПР — нижний концентрационный предел распространения пламени;

Ннас — плотность населения в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы, чел./км2;

НПС — нефтеперекачивающая станция;

ПЛРН — план по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

РП — резервуарный парк;

СМР — строительно-монтажные работы;

СОД — средства очистки и диагностики;

СТА — системы телемеханики и автоматики;

ТВС — топливно-воздушная смесь;

Уэ — экологический ущерб, млн. руб.;

Уатм — ущерб окружающей среде от загрязнения атмосферы, млн. руб.;

Увод — ущерб окружающей среде от загрязнения водных объектов, млн. руб.;

Узем — ущерб окружающей среде от загрязнения почв, млн. руб.;

ЭХЗ — электрохимическая защита;

Bij/B*ij — балльная оценка j-ого фактора в i-й группе для эксплуатируемых (проектируемых) участков ОПО МН и МНПП (по 10-балльной шкале);

B_{i(j)}^{m}/B_{i(j)}^{m*} — балльная оценка составляющей m фактора Fij/F*ij;

Bn — балльная оценка n-ого участка трассы ОПО МН и МНПП;

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

c — скорость распространения звука в нефти (нефтепродукте), м/с;

D — внутренний диаметр МН и МНПП, м;

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

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

DN — номинальный диаметр МН и МНПП;

dp — эффективный диаметр отверстия разгерметизации трубопровода, полагаемый при полном разрушении равным внутреннему диаметру трубопровода, м;

E — масса топлива, участвующая в энерговыделении;

E0(x, t) — удельная (на единицу длины трубы) интенсивность потери внутренней энергии при выбросе нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, Дж/с/м;

F — площадь поверхности пролива, м2;

F(x) — социальный риск, год-1;

F(Nj) — сумма частот сценариев с ожидаемым числом погибших не менее Nj;

Fij/F*ij — фактор влияния состояния эксплуатируемых (проектируемых) ОПО МН и МНПП на степень риска аварии (i — номер группы, j — номер фактора в группе);

Fn — балльная оценка соответствующих отрезков рассматриваемого участка ОПО МН и МНПП;

f_{i(j)}^{m}/f_{i(j)}^{m*} — составляющая m фактора Fij/F*ij;

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

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

g — ускорение свободного падения, м/с2;

H — напор, м;

Hнас — плотность населения, чел./км2;

Hпр — приведенная толщина, мм;

Hсн — толщина стенки, мм;

Hэ — эффективная толщина, мм;

hв — фактическая глубина водоема над самым мелкозаглубленным (в грунт) участком перехода, м;

hгр — толщина слоя грунта над верхней образующей ОПО МН и МНПП, м;

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

hL — высота столба жидкости, м;

I — импульс, кг·м/с;

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

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

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

kвл — коэффициент, показывающий, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке \lambda_{n} отличается от среднестатистической для данной трассы \overline{\lambda} ;

kнн — коэффициент, учитывающий способ прокладки;

kп — коэффициент прочности;

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

L' — расстояние, на котором достигается максимальная ширина облака, м;

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

Lобщ — общая протяженность эксплуатируемых ОПО МН и МНПП, км;

Lр — характерный линейный размер дефектного отверстия, мм;

Lрег — протяженность ОПО МН и МНПП, эксплуатируемых организацией, км;

Lн — протяженность участка ОПО МН и МНПП, км;

Ln — длина n-го участка трассы ОПО МН и МНПП, полученная в результате деления трассы ОПО МН и МНПП на участки, км;

Ls — суммарная длина участков, км;

l — размер пролива в направлении ветра, м;

M0(x, t) — удельная (на единицу длины трубы) интенсивность выброса нефти (нефтепродукта) из трубы на месте разрушения, кг/с/м;

MA — средняя масса утечек нефти при аварии, т;

Mi — масса выброса одного загрязняющего вещества в атмосферу, т;

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

mA, ma — средняя масса потерь нефти при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, т;

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

\overline{m_{A}} — средняя масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т;

N(x) — число сценариев Cj, при которых гибнет не менее x человек;

N(Nc) — возможное число пострадавших (в том числе погибших) при наиболее опасном сценарии аварий на площадочном объекте ОПО МН и МНПП (среди персонала и третьих лиц), чел.;

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

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

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

Nju — ближайшее большее целое число к значению ожидаемого числа погибших Nj при реализации j-го сценария;

NUгр — число Нуссельта;

P — давление, Па;

Pвн — внутреннее давление в резервуаре, Па;

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

Pr — пробит-функция;

P(a) — величина потенциального риска в точке (a), год-1;

P(x0, r0) — величина потенциального риска вдоль оси ОПО МН и МНПП в определенной точке с координатами (x0, r0), год-1;

PA — частота возникновения аварии, год-1;

Pгиб — условная вероятность поражения;

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

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

Pнар — давление снаружи ОПО МН и МНПП, Па;

Pраб — рабочее давление в ОПО МН и МНПП, Па;

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

P0 — давление при нормальных условиях, Па;

pH — кислотность грунта;

pвнутр — внутреннее давление в трубопроводе, Па;

pнар — наружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

pу — вакуумметрическое давление паров нефти, нефтепродукта, Па;

\Delta P — избыточное давление волны давления, Па;

\Delta P_{R} — напор столба жидкости в резервуаре, Па;

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

Qi — частота реализации в течение года i-го сценария развития аварии, год-1;

Qk — условная вероятность реализации k-го сценария развития аварии;

Qg — расход нефти, нефтепродукта, м3/ч;

Qdj(a) — условная вероятность поражения человека в точке (a) в результате реализации j-го сценария развития аварии, отвечающего определенному инициирующему аварию событию;

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

qij — доля j-ого фактора в i-ой группе;

qji — вероятность присутствия i-го работника в j-ой области территории;

q(x,y) — доля времени нахождения людей в точке x, y;

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

Re — число Рейнольдса;

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

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

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

RHC1 — частота гибели одного и более человека при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями), год-1;

RHC10 — частота гибели 10 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год-1;

RHC50 — частота гибели 50 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями), год-1;

Rпот — потенциальный территориальный риск гибели человека от аварии (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии в данной точке территории) — частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии (потенциальный территориальный риск аварии), год-1;

Rпот(j) — величина потенциального риска в j-ой области территории, год-1.

RЭп — ожидаемый экологический ущерб (экологический риск), тыс. руб./год;

RЭ1000 — удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии, млн. руб./(1000 км·год);

RL — максимальный размер зоны поражения при взрыве с учетом дрейфа облака ТВС, м;

Rm — ожидаемая масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии, т/год;

Ri — величина индивидуального риска, год-1;

Rm1000 — удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии, т./(1000 км·год);

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

RY1000 — удельный ожидаемый ущерб от аварии, млн. руб./(1000 км·год);

R5лет — среднестатистический (фоновый) уровень частоты разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП (среднее значение за последние пять лет);

r — полуширина облака ТВС, м;

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

S — площадь загрязненного участка, м2;

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

Sнп — общая площадь населенного пункта, попадающего в зону действия поражающих факторов, км2;

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

Sраз — максимальная площадь разлива, м2;

Sэфф — эквивалентная площадь дефектного отверстия, м2;

Sj — площадь отверстия разгерметизации, м2;

T — температура нефти (нефтепродукта), °C;

Tср — температура окружающей среды, °C;

t — время, с;

tэксп — эффективное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с;

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

tраз — время окончания заполнения места скопления нефти, с;

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

uср — средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с;

u1 — скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

u2 — скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

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

Vрез — объем резервуара, м3;

Vг — скорость горения, м/с;

Vраз — объем разлива нефти, нефтепродукта, м3;

VR — объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м3;

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

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

Vз — объем нефти, нефтепродукта, вытекших с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки, м3;

x — расстояние от начала ОПО МН и МНПП, м;

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

x0 — координата вдоль оси ОПО МН и МНПП, км;

xn — расстояние от начала трассы для n-ого участка, м;

x* — координата по трассе места разрушения, м;

x1 — координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;

x2 — координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;

YА, Yа — средний размер ущерба при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварий, тыс. руб.;

\overline{Y_{A}} — средний размер ущерба от аварии, тыс. руб.;

Y$ф — потери основных производственных фондов, тыс. руб.;

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

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

z — нивелирная отметка трассы, м;

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

zшер — шероховатость внутренней поверхности МН и МНПП;

z1(t) — уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;

z2(t) — уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;

\alpha_{T} — коэффициент теплопередачи нефти, нефтепродукта с окружающей средой, Вт/м2К;

\alpha_{\text{возд}} — коэффициент теплопередачи воздуха, Вт·К/м2;

\beta — локальный угловой коэффициент трассы МН и МНПП;

\delta_{\text{расч}} — расчетное значение толщины стенки МН и МНПП, мм;

\delta_{\text{факт}} — фактическое значение толщины стенки МН и МНПП, мм;

\epsilon — удельная внутренняя энергия, Дж/кг;

\lambda — интенсивность (среднестатистическая частота) аварии на ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км·год);

\lambda_{\text{тр}} — коэффициент трения;

\overline{\lambda} — удельная частота аварий на ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км·год);

\lambda_{\text{гр}} , \lambda_{\text{сн}} — коэффициенты теплопроводности, Вт/(м·К);

\lambda_{\text{тр}}(Re) — коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе;

\lambda(x) — удельная частота разгерметизации ЛЧ ОПО МН и МНПП в точке с координатой x вдоль оси ОПО МН и МНПП, год-1·км-1;

\lambda^{c} — частота образования дефектного отверстия;

\lambda_{m}^{c} — удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера, аварий/(км·год);

\lambda_{n} — удельная частота (вероятность) аварий на отдельных участках ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км·год);

\Lambda_{\text{мн}} — рассчитанная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, год-1;

\Lambda_{1000} — рассчитанная удельная интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП, 1/(1000 км·год);

\mu — динамический коэффициент вязкости нефти (нефтепродукта), Н·с/м2;

\mu_{\text{и}} — коэффициент истечения;

\mu_{i}(x,y) — функция, описывающая территориальное распределение людей в некоторый произвольный интервал времени в пределах зоны действия поражающих факторов;

\nu — кинематический коэффициент вязкости, м2/с;

\nu_{\text{уяз}}^{kj}(\text{х},y) — коэффициент уязвимости человека, находящегося в точке территории с координатами (x, y) от j-го поражающего фактора, который может реализоваться в ходе k-го сценария аварий и зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварий, и изменяющийся от 0 (человек неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия);

\xi — параметр (коэффициент) для различных типов ВИП;

\rho — осредненная по сечению плотность, кг/м3;

\rho_{\text{г}} — удельное сопротивление грунта, Ом·м;

\rho_{i} — доля i-й группы факторов;

\rho_{L} — плотность нефти (нефтепродукта), кг/м3;

\rho_{0} — плотность нефти (нефтепродукта) при нормальных условиях, кг/м3;

\tau — расчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;

\tau_{\text{кит}} — время, прошедшее с момента проведения последних измерений с помощью выносного электрода, лет;

\tau_{\text{сн}} — время, прошедшее со дня последнего пропуска ВИП, лет;

\tau_{\text{эксп}} — эффективное время экспозиции при воздействии теплового излучения, с.

Приложение № 2 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 декабря 2022 г. № 478

ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем Руководстве используются следующие термины с соответствующими определениями:

Авария — разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (статья 1 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Анализ риска (анализ опасностей и оценка риска аварий) — систематический процесс использования информации для идентификации опасностей и оценки риска аварий на ОПО (статья 2 ГОСТ Р 51901.1-2002: «Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем»).

Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта (декларация) — 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»).

Инцидент — отказ или повреждение технических устройств, применяемых на ОПО, отклонение от установленного режима технологического процесса, в том числе на объектах МН и МНПП (статья 1 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Линейная часть магистрального трубопровода (для транспортировки нефти и нефтепродуктов) — объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых нефти/нефтепродуктов, включающий собственно трубопровод, вдольтрассовые линии электропередачи, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию (пункт 13 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов — вид транспорта, осуществляющий транспортировку подготовленной нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам (пункт 1 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Магистральный трубопровод (для транспортировки нефти и нефтепродуктов) — единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортировки подготовленной нефти и нефтепродуктов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалки их на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода (пункт 2 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Нефтепродуктоперекачивающая станция (НПС) — площадочный объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, учета, поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу (пункт 15 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Опасные вещества — воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества и вещества, представляющие опасность для окружающей среды, указанные в приложении № 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Опасные производственные объекты — предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в приложении 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Объект магистрального трубопровода (для транспортировки нефти и нефтепродуктов) — составная часть магистрального трубопровода, предназначенная для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных технологических операций в процессе транспортировки, технологического хранения, перевалки подготовленной нефти или нефтепродуктов на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, включающая комплекс соответствующих зданий, сооружений и технических устройств. Объекты магистрального трубопровода разделяют на площадочные объекты и линейную часть (пункт 5 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Охранная зона магистрального трубопровода — территория или акватория с особыми условиями использования, прилегающая к объектам магистрального трубопровода, предназначенная для обеспечения безопасности объектов магистрального трубопровода и создания необходимых условий их эксплуатации, в пределах которой ограничиваются или запрещаются виды деятельности, не совместимые с целями ее установления (пункт 4 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Площадочный объект (магистрального трубопровода) — объект магистрального трубопровода, предназначенный для выполнения одной или нескольких технологических операций по приему, накоплению, учету, поддержанию необходимого режима перекачки, перевалке нефти/нефтепродуктов, подогреву, смешению нефти. Как правило, в состав площадочного объекта входят здания, сооружения, строительные конструкции, технологические трубопроводы, сети инженерно-технического обеспечения и системы инженерно-технического обеспечения, технологическое оборудование, технические устройства, обеспечивающие соответствие объекта магистрального трубопровода требованиям безопасности (п. 14 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Подводный переход (магистрального трубопровода) — участок магистрального трубопровода, проложенный с заглублением в дно пересекаемой водной преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины (пункт 33 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Рабочее давление — максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки избыточное давление в секции трубопровода (пункт 64 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Система обнаружения утечек — комплекс программно-технических средств, контролирующий герметичность участка магистрального трубопровода в режиме реального времени (пункт 35 ГОСТ Р 57512-2017. Национальный стандарт РФ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Terms and definitions»).

Приложение № 3 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 декабря 2022 г. № 478

РИСУНКИ И ТАБЛИЦЫ

Таблица № 1

Показатели риска аварии на ЛЧ ОПО МН и МНПП

Кодовый номер	Условное обозначение	Наименование	Единица измерения
ЛЧ-1	\Lambda_{\text{мн}}	Интенсивность аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП	год-1
ЛЧ-2	\Lambda_{1000}	Удельная интенсивность аварий	1/(1000 км·год)
ЛЧ-3	MА	Средняя масса утечек нефти, нефтепродукта при аварии	т
ЛЧ-4	\overline{m_{A}}	Средняя масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии	т
ЛЧ-5	Rm	Ожидаемая масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии	т/год
ЛЧ-6	Rm1000	Удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии	т/(1000 км·год)
ЛЧ-7	\overline{Y_{A}}	Средний размер ущерба от аварии, в том числе:	тыс. руб.
ЛЧ-8	Y$ос	а) средний размер платы за загрязнение окружающей среды при аварии	тыс. руб.
ЛЧ-9	Y$m	б) средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражении	тыс. руб.
ЛЧ-10	RY	Ожидаемый ущерб от аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП	тыс. руб./год
ЛЧ-11	RY1000	Удельный ожидаемый ущерб от аварии	млн руб./(1000 км·год)
ЛЧ-12	RНС1	Частота гибели одного и более человека при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями)	год-1
ЛЧ-13	RНС10	Частота гибели 10 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)	год-1
ЛЧ-14	RНС50	Частота гибели 50 и более человек при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)	год-1
ЛЧ-15	Rинд	Индивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лиц	год-1
ЛЧ-16	Rколл	Коллективный риск смертельного поражения людей при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП	чел./год
ЛЧ-17	Rпот	Потенциальный территориальный риск гибели человека от аварии (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии в определенной точке территории)	год-1
ЛЧ-18	МВКПл	Максимально возможное количество потерпевших (в т.ч. погибших) при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторов аварии	чел.
ЛЧ-19	F(x)	Социальный риск гибели людей при авариях на ЛЧ ОПО МН и МНПП	год-1
ЛЧ-20	N(Nс)	Число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном по последствиям для людей сценарии аварии	чел.

Таблица № 2

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

Кодовый номер	Символьное обозначение	Наименование	Единица измерения
Пл-1	PА	Частота возникновения аварии (разгерметизации оборудования)	год-1
Пл-2	Pэф	Частота возникновения аварий, связанных с возникновением поражающего эффекта (взрыв, пожар или огненный шар)	год-1
Пл-3	R1	Частота гибели одного и более человек при авариях (интенсивность возникновения аварий со смертельными несчастными случаями)	год-1
Пл-4	RНС10	Частота гибели 10 и более человек при авариях (интенсивность возникновения крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)	год-1
Пл-5	RНС50	Частота гибели 50 и более человек при авариях (интенсивность возникновения особо крупных аварий с групповыми смертельными несчастными случаями)	год-1
Пл-6	n(nс)	Возможное число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее вероятном сценарии аварии (в т.ч. среди персонала, населения и иных физических лиц)	чел.
Пл-7	N(Nс)	Возможное число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном сценарии аварии на площадочном сооружении ОПО МН и МНПП (в т.ч. среди персонала, населения и иных физических лиц)	чел.
Пл-8	Rинд	Индивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лиц	год-1
Пл-9	Rколл	Коллективный риск смертельного поражения людей при авариях на площадочном объекте (в т.ч. среднегодовое ожидаемое число погибших среди персонала, населения и иных физических лиц)	чел./год
Пл-10	mA, ma	Средняя масса потерь нефти, нефтепродукта при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварии	т
Пл-11	Rm	Ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии	т/год
Пл-12	YA, Ya	Средний размер ущерба при наиболее опасном и наиболее вероятном сценарии аварии, в том числе:	тыс. руб.
Пл-13	Y$ос	а) средний размер платы за загрязнение окружающей среды при аварии	тыс. руб.
Пл-14	Y$m	б) средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражении	тыс. руб.
Пл-15	Y$ф	в) потери основных производственных фондов	тыс. руб.
Пл-16	RY	Ожидаемый ущерб от аварий на площадочном сооружении ОПО МН и МНПП	тыс. руб./год
Пл-17	Rпот	Потенциальный территориальный риск гибели человека от аварии (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии в определенной точке территории)	год-1
Пл-18	МВКПn	Максимально возможное количество потерпевших (в т.ч. погибших) при авариях на площадочных сооружениях ОПО МН и МНПП с учетом времени нахождения потерпевших (в т.ч. погибших) в зоне действия поражающих факторов	чел.
Пл-19	F(x)	Социальный риск гибели людей при авариях на площадочном сооружении ОПО МН и МНПП	год-1
Пл-20	N(Nс)	Число пострадавших (в т.ч. погибших) при наиболее опасном по последствиям для людей сценарии аварии	чел.

Таблица № 3

Критерии степени опасности аварий на ЛЧ ОПО МН и МНПП по сравнению со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии для ЛЧ ОПО МН и МНПП R5лет

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ ОПО МН и МНПП	Значение рассчитанного показателя риска аварии R
Низкая	Менее 0,5R5лет
Средняя	От 0,5R5 лет до 5R5лет
Высокая	От 5R5 лет до 50R5лет
Чрезвычайно высокая	Более 50R5лет

Таблица № 4

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

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН	Типовые показатели риска аварий на ЛЧ МН
Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН	Удельные ожидаемые потери нефти при аварии Rm1000, т/(1000 км·год)	Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии RЭ1000, млн руб./(1000 км·год)
Низкая	Менее 5	Менее 2
Средняя	От 5 до 50	От 2 до 20
Высокая	От 50 до 500	От 20 до 200
Чрезвычайно высокая	Более 500	Более 200

Таблица № 5

Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МНПП

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МНПП	Типовые показатели риска аварии на ЛЧ МНПП
Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МНПП	Удельные ожидаемые потери нефтепродукта при аварии Rm1000, т/(1000 км·год)	Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии RЭ1000, млн руб./(1000 км·год)
Низкая	Менее 4	Менее 1
Средняя	От 4 до 40	От 1 до 10
Высокая	От 40 до 400	От 10 до 100
Чрезвычайно высокая	Более 400	Более 100

Таблица № 6

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

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ ОПО МН и МНПП	Значение рассчитанного показателя риска аварии R
Низкая	Менее Rmin + 0,3 (Rmax — Rmin)
Средняя	Rmin + (0,3 — 0,8) (Rmax — Rmin)
Высокая	Rmin + (0,8 - ₀,97) (Rmax — Rmin)
Чрезвычайно высокая	Более Rmin + 0,97 (Rmax — Rmin)

Таблица № 7

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

Сравнительная степень опасности аварии на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) ОПО МН и МНПП	Максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) ОПО МН и МНПП
	Всего потерпевших	В том числе смертельно травмированных
Низкая	Менее 10	Менее 3
Средняя	От 10 до 74	От 3 до 9
Высокая	От 75 до 300	От 10 до 30
Чрезвычайно высокая	Более 300	Более 30

Таблица № 8

Сопоставительные критерии степени опасности аварий при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами

Сопоставительная степень опасности аварии при перевозке нефти, нефтепродуктов танкерами	Средняя масса потерь нефти, нефтепродуктов, т
	при наиболее опасном сценарии аварии	при наиболее вероятном сценарии аварии
Низкая	Менее 350	Менее 7
Средняя	От 350 до 3500	От 7 до 70
Высокая	От 3500 до 35 000	От 70 до 700
Чрезвычайно высокая	Более 35 000	Более 700