III. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ 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:

1) планирование и организация работ;

2) идентификация опасностей аварий на ОПО МН и МНПП;

3) количественная оценка риска аварии на ОПО МН и МНПП:

а) оценка частоты возможных сценариев аварий;

б) оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий;

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

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

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

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

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

Блок-схема проведения количественного анализа риска аварий на ОПО МН и МНПП приведена на рисунке 1 приложения N 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 N 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 N 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 N 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 N 404, зарегистрированным в Минюсте России 17 августа 2009 N 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. N 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 истечение нефти, нефтепродукта отключение насосов перекрытие запорной арматуры распространение нефти, нефтепродукта загрязнение нефтью, нефтепродуктами компонентов окружающей среды возможное воспламенение нефти, нефтепродукта горение (взрыв) облака и (или) пролива и (или) факела попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования, зданий, сооружений, коммуникаций, транспортных средств и (или) объектов окружающей среды эскалация аварии на соседние объекты локализация и ликвидация разлития (пожара).

30. При анализе сценариев аварий рекомендуется учитывать условия прокладки и размещения участка трубопровода ЛЧ ОПО МН и МНПП (подземный, наземный (надземный), подводный ОПО МН и МНПП, ОПО МН и МНПП в тоннеле или в ином замкнутом (полузамкнутом) пространстве, в том числе "труба в трубе", 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 N 3 к Руководству, алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродукта из ОПО МН и МНПП - на рисунке 4 приложения N 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 N 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 N 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).