5.3. Приказ Ростехнадзора от 26.12.2018 N 647 "Об утверждении Руководства по безопасности "Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта газа"

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

5.3.2. Состав исходных данных для выполнения данного этапа:

справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение N 2 к настоящему Руководству);

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

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

перечень и конструктивно-технологические параметры газопровода(ов);

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

Последовательность выполнения этапа отражена в пунктах 5.3.3. - 5.3.7.

5.3.3. На данном этапе "Определение опасных свойств транспортируемого газа" выявляются и перечисляются основные характеристики и опасные свойства природного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке МГ в соответствии с таблицей N 5.1.

Таблица N 5.1

Характеристика опасного вещества

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

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

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

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

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

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

подземная и атмосферная коррозия;

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

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

внутренняя коррозия и эрозия;

циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;

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

нарушения правил технической эксплуатации МГ;

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

противоправные действия.

На данном подэтапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий применительно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты аварий на анализируемом участке МГ с учетом влияния различных факторов на газопровод (пункт 5.4.1 настоящего Руководства).

5.3.6. Предварительная идентификация ПОУ на МГ.

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

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

В качестве ПОУ в первую очередь выделяются:

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

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

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

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

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

в) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к ним участки МГ длиной по Lажд км в обе стороны от переходов, где Lажд = Hкр - см. формулу (5.56).

Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:

а) участки МГ, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;

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

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

г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;

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

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

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

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

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

5.3.7. Определение расчетных сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов.

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

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

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

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

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

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

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

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

В соответствии с указанными типами физических проявлений аварии на ЛЧ МГ рекомендуется учитывать следующие 4 группы сценариев (таблица N 5.2 настоящего Руководства).

Таблица N 5.2

Группы сценариев аварий на ЛЧ МГ

5.3.7.3. Расчетный j-ый сценарий Cij i-ой группы сценариев - это один из вариантов реализации соответствующей типовой последовательности из приведенной выше таблицы. Такая конкретная реализация может определяться рядом факторов, проклассифицированных в таблице N 5.3 в соответствии с их влиянием на характер поступления газа в атмосферу ("функцию источника") и на особенности распространения опасных веществ или энергии (например, тепловой радиации, волн сжатия) в окружающей среде.

Таблица N 5.3

Факторы, определяющие сценарии аварии на ЛЧ МГ

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

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

Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ можно выполнять путем варьирования значений следующих факторов (таблица N 5.4).

Таблица N 5.4

Некоторые задающие факторы для формирования
расчетных сценариев

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

5.3.7.4. При использовании Руководства можно определить число расчетных сценариев путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из таблицы N 5.4 настоящего Руководства.

Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице N 5.5 настоящего Руководства.

Таблица N 5.5

Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев

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

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

При этом в любом случае среди возможных поражающих факторов аварии на подводном переходе при проведении КолАР учитываются только те поражающие факторы, которые определены в таблице N 5.3 настоящего Руководства для аварий на сухопутных участках. Следующие возможные поражающие факторы аварии на подводном переходе: волна сжатия в воде, высокоскоростная газоводная струя в воде или при выходе на поверхность воды, гравитационная волна на поверхности воды, бурун в зоне выхода газа на поверхность не учитываются из-за ограниченных масштабов их действия по сравнению с факторами, указанными в таблице N 5.3 настоящего Руководства.

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

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

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