содержание   ..  1  2  3  4  ..

Идентификация опасностей на магистральных газопроводах

1. При анализе риска МГ в качестве источника опасности идентифицируется непосредственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество – природный газ. Процеду-

   ра идентификации в данном случае заключается в определении опасных свойств и параметров состояния транспортируемого газа, расчете количеств природного газа в разных секциях МГ, перечислении возможных физических проявлений аварии на МГ, определении возможных причин аварий на разных участках МГ и выделении наиболее опасных для потенциальных реципиентов участков трассы МГ.

2. Состав исходных данных для выполнения данного этапа:

   • справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение А);

   • технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводамиотводами;

   • 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 5.3.3–5.3.7.

3. Определение опасных свойств транспортируемого продукта.

   Следует выявить и перечислить основные характеристики и опасные свойства природного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке МГ, представив данные в соответствии с таблицей 5.1.

   
    

   Таблица 5.1 – Характеристика опасного вещества

   
    

   
    

   Наименование параметра	Значение параметра	Источник информации
   1 Вид опасного вещества (в соответствии с приложением 1 Федерального закона [1])

   1. Название вещества

      1. химическое

      2. торговое

   1. Формула

      1. эмпирическая

      2. структурная

   1. Состав, -

      1. основной продукт

      2. примеси

   1. Общие данные

      1. молекулярный вес

      2. температура кипения, С (при давлении 101 кПа)

      3. плотность при 20 С, кг/м3

   1. Данные о взрывопожароопасности

      1. температура вспышки С

      2. температура самовоспламенения, С

      3. температура воспламенения,С

      4. пределы взрываемости

   Окончание таблицы 5.1

   
    

   Наименование параметра	Значение параметра	Источник информации
   7 4 пороговая токсодоза PCt50
   8 Реакционная способность
   9 Запах
   10 Коррозионное воздействие
   11 Меры предосторожности
   12 Информация о воздействии на людей
   13 Средства защиты
   14 Методы перевода вещества в безвредное состояние
   15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества
   16 Давление (абс.) фактическое на участке трубопровода (диапазон изменения по участку), МПа
   17 Температура продукта фактическая зимняя на участке трубопровода (диапазон изменения по участку), град.С

   1. Данные о токсической опасности (класс опасности)

      1. ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3

      2. ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3

      3. летальная токсодоза LСt50

   
    

   
    

4. Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроводе(ах) должен обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости разработки декларации промышленной безопасности для рассматриваемого участка МГ (разработка декларации обязательна, если фактическое количество газа на участке при проектном режиме транспортировки превышает 200 т), а также – при разработке самой декларации в соответствии с требованиями Федерального закона [1] и Порядка [2] и при разработке обоснования инвестиций в соответствии с п. 6.2 СП 11-113-2002 [40].

   В остальных случаях процедура определения количества газа, как одного из показателей опасности газопровода, является рекомендуемой, но не обязательной.

   Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции газопровода между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Порядок расчета приведен в приложении Б.

   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 трубопровода, 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. Перечисление возможных физических проявлений аварии на МГ и поражающих факторов аварии.

   На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления аварии на МГ, которые определяются, прежде всего, взрывопожароопасностью природного газа и его высоким давлением в трубопроводе. По токсикологической характеристике природный газ относится к слаботоксичным веществам 4-го класса опасности. Опасность асфиксии за счет вытеснения газом кислорода на открытом воздухе незначительна.

   С учетом этого, основными физическими проявлениями аварии на МГ и ее поражающими факторами являются следующие:

   • разрыв газопровода без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых) струи(й) из концов разрушенного МГ или шлейфа из грунтового котлована (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазованность);

   • разрыв газопровода с воспламенением газа и образованием струевых пламен или колонного пожара в грунтовом котловане (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение). Указанные физические проявления аварии на МГ могут иметь различные вариации в зависимости от ряда факторов, таких как связность и состав грунта, расположение концов

     разорвавшегося трубопровода, скорость и направление ветра и т.д. (см. 5.5).

6. Определение возможных причин и условий возникновения аварий.

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

   • коррозионное растрескивание под напряжением (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 магистральных газопроводов;

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

   • вредительство.

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 (см. 5.4).

1. Предварительная идентификация потенциально опасных участков на трассе трубопровода.

Под ПОУ МГ на данном этапе анализа следует понимать 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 с повышенной вероятностью возникновения аварий.

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

В качестве ПОУ в первую очередь необходимо выделять:

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

Расположение и длина каждого участка для перечисленных потенциально поражаемых

объектов при условии, что длина xнп проекции контура территории объекта в плоскости земли на ось МГ не превышает 0,2 Lнп (где Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке объекта), приближенно определяются следующим образом. Серединой участка является точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси МГ из ближайшей к МГ точки рассматриваемого объекта. Длина участка определяется выражением:

LПОУ  2

Hкр

2  Lнп 2 ,

(5.1)

где Нкр – дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего фактора аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), вычисляемая по формуле (5.63), км;

Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке объекта, км.

В случае xнп > 0,2 Lнп серединой ПОУ является середина проекции контура территории объекта на ось МГ, а длина ПОУ получается путем добавления к длине, вычисленной по (5.1),

величины xнп.

б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к

ним участки МГ по Lажд км в обе стороны от переходов, где Lажд = Нкр – см. формулу (5.63).

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, газоизмеритель-

ные станции, включая участки длиной Нкр в обе стороны по трассе МГ от мест расположения наземного оборудования;

г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;

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

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

ж) участки МГ, примыкающие к компрессорным станциям со стороны нагнетания. Следует 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 КолАР проводятся для каждого выделенного на трассе МГ ПОУ.

5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных газопроводах

5.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ (этап

1. КолАР – см. рисунок 5.1) должна проводиться по методикам ОАО «Газпром», утвержденным в установленном порядке, в том числе, по рекомендуемым в данном подразделе настоящего стандарта.

   1. При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ следует учитывать:

      • статистические данные (в первую очередь ООО «Газпром газнадзор») по количеству, частоте и причинам аварий на газопроводах с разными технико-технологическими параметрами, эксплуатирующихся в разных ДО ОАО «Газпром»;

      • влияние на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплутационных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанных с промышленно-хозяйственной

        деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило, вдоль трассы МГ.

   2. Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот аварий на произвольных участках МГ рекомендуется применять методики, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние на газопровод упомянутых в 5.4.2 разнородных факторов.

      К преимущественному применению рекомендуется «Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке газопровода (МЭОЧАГаз)», разработанная в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в составе Рекомендаций [11]. Указанная методика использует принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ МГ ОАО «Газ-

      пром» ср (выраженной в количестве аварий на 1000 км в год и определенной за последние 10

      лет) с помощью специально выстроенной системы из 7 групп факторов влияния с установленными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов и может применяться для сухопутных участков и подводных переходов МГ как при наличии результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.

   3. В рамках КолАР оценку ожидаемых удельных частот аварий (n) на линейной

   части анализируемого МГ с помощью МЭОЧАГаз рекомендуется выполнять применительно к заранее выделенным ПОУ данного МГ (см. 5.3.7). Рассчитанные для каждого ПОУ значения

   n следует занести в таблицу (см. таблицу 5.2 с примером ее заполнения).

   
    

   Таблица 5.2 – Ожидаемые частоты аварий на потенциально опасных участках МГ

   
    

   Номер (n) и положение ПОУ на трассе МГ, км-км	1 км 502,34– км 503,45	2 км 512,14– км 514,00	…	n км 515,05– км 516,32	…	N км 517,09– км 518,20
   n, аварий/(1000 км · год)	0,241	0,125	...	0,452	...	0,653

   
    

   1. Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах

      1. На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок-схемой на рисунке 5.1) следует определить типовые расчетные сценарии аварий на ЛЧ МГ с указанием характерных для них поражающих факторов.

      2. Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко описывается следующим образом: разгерметизация трубопровода с выбросом (истечением) природного газа в окружающую среду  взаимодействие потока газа с компонентами ОС и его физи-

         ко-химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии)  воздействие поражающих факторов на реципиентов  поражение реципиентов.

         Cценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей группы сценариев C1…СI и входящие в них расчетные сценарии C11..C1j..С1J, C21..C2j..С2J,....,

         CI1..CIj..СIJ, где i – номер группы сценариев, j – номер сценария в i-й группе.

      3. 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/негорения, 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 трубопровода 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 трубопровода, 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 линейной части МГ рекомендуется при анализе риска МГ учитывать следующие 4 группы сценариев (см. таблицу 5.3).

      4. Расчетный j-й сценарий Сij i-й группы сценариев – это один из вариантов реали-

         зации соответствующей типовой последовательности из таблицы 5.3. Такая конкретная реализация может определяться рядом факторов, проклассифицированных в таблице 5.4 в соответствии с их влиянием на характер поступления газа в атмосферу («функцию источника») и на особенности распространения опасных веществ или энергии (тепловой радиации, волн сжатия и др.) в окружающей среде.

         Таблица 5.3 – Группы сценариев аварий на ЛЧ МГ

         
          

         
          

         Обозначение и название группы	Группа сценариев (типовая последовательность событий)	Поражающие факторы
         С1 «Пожар в котловане» («Пожар колонного типа»)	Разрыв газопровода  образование котлована в грунте (как правило, в нор- мальных («твердых») грунтах)  образование первичной воздушной волны сжатия за счет расширения компримированного газа в атмосфере  разлет осколков трубы и фрагментов грунта  истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа  воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени в форме, близкой к цилиндрической  образование при воспламенении газа вторичной, незначительной по поражающему воздействию, ВВС  попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону радиационного термического воздействия от пожара  гибель или получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение или повреждение перечисленных выше материальных объектов и элементов природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания	Разлет осколков, воздушная волна сжатия (ВВС), тепловое излучение от пламени, токсичные продукты сгорания
         С2 «Струевые пламена»	Разрыв газопровода  «вырывание» плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, «в слабонесущих» грунтах)  образование первичной ВВС  разлет осколков трубы и фрагментов грунта истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй  воспламенение истекающего газа с образованием двух струй пламени, горизонтальных или наклонных (вверх)  образование при воспламенении газа вторичной, незначительной по поражающему воздействию, ВВС  попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону прямого или радиационного термического воздействия от пожара  гибель или получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение или повреждение перечисленных выше материальных объектов и элементов природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания	Разлет осколков, ВВС, скоростной напор струи, прямое воздействие пламени, тепловое излучение от пламени, токсичные продукты сгорания
         С3 «Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»	Разрыв газопровода  образование котлована в грунте (как правило, в нормальных («твердых») грунтах)  образование ВВС  разлет осколков трубы и фрагментов грунта  истечение газа из газопровода в виде колонного шлейфа  рассеивание истекающего газа без воспламенения  попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону барического воздействия или газового облака  получение людьми травм и повреждение указанных выше материальных объектов в результате воздействия ВВС и/или осколков; асфиксия людей при попадании в газовое облако; загрязнение атмосферы природным газом	Разлет осколков, ВВС, попадание природного газа в атмосферу
         С4 «Рассеивание двух струй газа»	Разрыв газопровода  вырывание плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, в «слабонесущих» грунтах)  образование ВВС  разлет осколков трубы и фрагментов грунта  истечение газа из газопровода в виде двух свободных независимых струй  рассеивание истекающего газа без воспламенения  попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону барического, осколочного воздействия или газового облака  получение людьми травм и повреждение указанных выше материальных объектов в результате воздействия ударной волны и/или скоростного напора струи и/или осколков; асфиксия людей при попадании в газовое облако; загрязнение атмосферы природным газом	Разлет осколков, ВВС, скоростной напор струи, попадание природного газа в атмосферу

         Таблица 5.4 – Факторы, определяющие сценарии аварии на ЛЧ МГ

         
          

         
          

         Фактор	Характер влияния
         Факторы, влияющие на «функцию источника»
         1 Расположение места аварии относительно КС и линейных запорных кранов	Влияет на интенсивность и продолжительность истечения газа из концов разорвавшегося МГ
         2 Давление в МГ (в месте разрыва) до аварии	Определяет интенсивность истечения газа, величину избыточного давления при расширении сжатого газа
         3 Время от момента разгерметизации до перекрытия аварийной секции (время идентификации аварии + время остановки ГПА и закрытия линейных кранов)	Влияет на продолжительность аварийного истечения газа
         4 Геометрия взаимного расположения концов разрушенного МГ в котловане или на поверхности земли	Влияет на особенности динамического взаимодействия струй истекающего из двух концов МГ газа, а следовательно, – на форму пламени при колонном пожаре или направление независимых горящих струй при струевом горении
         Факторы, влияющие на распространение опасных веществ и потоков энергии в окружающей среде
         5 Метеорологические факторы: скорость и направление ветра, класс стабильности атмосферы, влажность воздуха	Определяют различные варианты дисперсии газа, задают угол и направление наклона пламени; влажность воздуха определяет проницаемость атмосферы для тепловой радиации
         6 Шероховатость поверхности вблизи места разрыва	Влияет на особенности рассеивания струи или шлейфа газа
         7 Распределение по территории, прилегающей к МГ, других опасных объектов	Влияет на вероятность реализации каскадного развития аварии
         8 Степень оперативности и грамотности действий персонала и аварийных спецслужб по локализации аварии и зон ее воздействия	Влияют на продолжительность аварии, ход ее развития и размеры зон негативных воздействий

         
          

         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 в ПОУ, шероховатость поверхности и т.п. 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 и т.п. 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 (см. таблицу 5.5).

         Таблица 5.5 – Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев

         
          

         
          

         Задающий фактор	На какую группу сценариев распространяется	Возможные значения фактора
         Срабатывание линейных кранов	С1–С4	Закрываются оба крана с пом. ААЗК на границах аварийной секции МГ через Tоткл = 2 мин	Закрывается один кран на границе аварийной секции МГ через Tоткл = 2 мин, ГПА не отключаются	Краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин	-
         Геометрия «Пожара в котловане» – Lф/Dэф*	С1	2	4
         Скорость ветра, м/c	С1, С3	0	5	10	-
         Направление ветра	С1, С3	С	В	Ю	З
         Угол отклонения осей двух струй газа от проектного положения оси МГ в вертикальной плоскости, град	С2, С4	На 8 град. вверх (настильные струи)	На 15 град. вверх (наклонные струи)
         Угол отклонения осей двух струй газа от проектного положения оси МГ в горизонтальной плоскости, град	С2, С4	0	+15, -15 (т.е. в разные стороны от оси МГ)	+15,+15 обе струи в одну сторону от оси МГ	-15, -15, обе струи в одну сторону от оси МГ
         Класс стабильности атмосферы по Паскуиллу	С3, С4	А, В, С, D, Е, F
         Длина разрыва трубопровода	С1–С4	От 6 до 75 м в зависимости от диаметра МГ (см. таблицу 5.8)
         * Lф – длина пламени; Dэф – эффективный диаметр пожара (очага горения); Tоткл – время отключения кранов.

         
          

         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 негативного воздействия доминирующего поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.

      5. При использовании стандарта можно определить число расчетных сценариев путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из таблицы 5.5.

         Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице 5.6.

      6. При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных сценариев {Сij} следует рассматривать на каждом ПОУ трассы МГ, считая указанный набор полной группой несовместных событий при возникновении разрыва газопровода в каждой рассматриваемой точке ПОУ.

         При этом, следует иметь в виду, что при выполнении основного, завершающего этапа КолАР, связанного с расчетом потенциального индивидуального, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового ущерба, настоящим СТО рекомендуется учитывать поражающие эффекты только от сценариев групп С1 и С2 (т.е. сценариев с горением газа), поскольку зоны термического воздействия от пожара на МГ по своим масштабам значительно превосходят зоны осколочного, барического и асфиксионного воздействий, имеющих место при

         
          

         Таблица 5.6 – Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев

         
          

         Группа сценариев	Краткая характеристика расчетного сценария в точке разрыва МГ
         С1 «Пожар в котловане»	С11: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 0 м/c  Вертикальный горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
         	С12: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 10 м/c, направление ветра – перпендикулярно направлению оси МГ, вправо по ходу газа  Наклонный «правый» горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
         	С13: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 10 м/c, направление ветра – перпендикулярно направлению оси МГ, влево по ходу газа  Наклонный «левый» горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
         С2 «Струевые пламена»	С21: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин. Имеют место 2 настильные высокоскоростные свободные струи горящего газа, направленные в противоположных направлениях вдоль оси МГ с общей условной точкой истечения
         С3 «Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»	С31: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 15 м/c, класс устойчивости – D  Рассеивающийся шлейф газа
         С4 «Рассеивание двух струй газа»	С41: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин. Имеют место 2 настильные струи газа, направленные в противоположных направлениях вдоль оси МГ с общей условной точкой истечения с дальнейшим рассеиванием в атмосфере

         реализации сценариев групп С3 и С4. «Участие» сценариев групп С3 и С4 в расчетах вышеуказанных показателей риска, по существу, ограничивается только учетом условных вероятно-

         стей их реализации для определения (путем вычитания из 1) условных вероятностей реализа-

         ции основных, «рискогенных», сценариев из групп С1 и С2 в полной группе несовместных событий.

         В силу соответствующих требований нормативных документов Ростехнадзора к содержанию процедуры анализа риска при разработке ДПБ, на промежуточных этапах КолАР для характерных сценариев аварий (из числа всех расчетных сценариев), но, прежде всего, для наиболее вероятных и максимальных по масштабам ущерба сценариев, необходимо рассчитывать размеры зон воздействия различных поражающих факторов, количество пострадавших и ущерб имуществу.

      7. 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 5.5.3 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 5.5.3.

         1. 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 С1, С2, С3, С4.

         2. 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 С1

            («Пожар колонного типа») и С3 («Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»). При этом, из

            состава возможных поражающих факторов аварии исключаются разлет осколков и воздушная волна сжатия.

         3. Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», состав расчетных сценариев аварии ограничивает-

   ся сценариями из групп С2 («Струевое пламя») и С3 («Рассеивание струи газа»). При этом, независимо от места разрыва трубы в пределах перехода, принимается, что выход газа в атмо-

   сферу имеет место только из концов кожуха в виде одной настильной струи на каждом берегу при одинаковых интенсивностях истечения газа из обоих концов кожуха.

   1. Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах

      1. На данном этапе КолАР (этап 3.3 в блок-схеме на рисунке 5.1) следует определить

         для каждого ПОУ условные вероятности реализации каждого расчетного сценария Сij (при условии, что произошел разрыв МГ-событие А) из сформированного на предыдущем этапе набора {Сij}, образующего полную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на данном ПОУ условий и факторов, влияющих на возможность реализации того или иного расчетного сценария Сij.

      2. Расчет условных вероятностей реализации расчетных сценариев Сij аварии следует выполнять по следующим формулам:

         • для сценариев из групп С1, С2 (с возгоранием газа)

P(Cij A)  P(B  A) P(Ci 

AB) P(Cij ABCi), i  1,2,

(5.2)

- для сценариев из групп С3, С4 (без возгорания газа)

P(Cij A)  P(B A) P(Ci

AB ) P(Cij ABCi), i  3,4,

(5.3)

где А – событие, состоящее в возникновении аварии (разрыва МГ);

В – событие, состоящее в возгорании истекающего газа сразу после разрыва МГ;

–

В – событие, состоящее в отсутствии возгорания истекающего газа после разрыва МГ;

Ci – событие, состоящее в реализации хотя бы одного из сценариев группы Ci; Cij – событие, состоящее в реализации конкретного j-го сценария группы Ci;

–

Р(В |A, P(В |A) –условные вероятности, соответственно, возгорания и отсутствия возгора-

ния газа при условии, что произошел разрыв МГ;

–

P(Ci|AB), P(Ci|AВ )– условные вероятности реализации хотя бы одного из сценариев группы

Сi при условии, что произошло (не произошло) возгорание истекающего из разрыва МГ газа;

–

P(Cij|ABCi), P(Cij|AВ Ci) – условные вероятности реализации конкретного сценария Сij при

условии реализации группы Ci при аварии с возгоранием и при аварии без возгорания, соответственно.

При определении условных вероятностей рекомендуется строить дерево событий. На рисунке 5.2 показан пример упрощенного дерева событий с нанесенными значениями услов-

Рисунок 5.2 – Упрощенное дерево событий для идентификации сценариев аварий на МГ

ных вероятностей промежуточных событий применительно к авариям на МГ с условным диаметром 1400 мм. События, относящиеся к каждому узлу ветвления дерева, образуют полную

группу событий с суммой условных вероятностей, равной 1.

B |

1. Для определения условных вероятностей P(B|A), P( – A) загорания/незагорания газа рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания газа при разрыве МГ, зависящим, как правило, от условного диаметра МГ. В графах 2 и 3 таблицы 5.7 приведены рекомендуемые базовые значения статистических условных вероятностей загорания/незагорания газа.

   Здесь P(...|...) – условные вероятности реализации событий, указанных в блоках дерева (значения вероятностей приведены для МГ с Ду 1400 мм).

   –

   Указанные базовые значения вероятностей P(B|A) и P(B |A) загорания/незагорания газа

   рекомендуется корректировать с помощью коэффициента kзаг, зависящего от имеющего место на данном ПОУ конкретного типа грунта, количества каменистых включений в нем, способных при соударении в потоке газа воспламенить газ

   Таблица 5.7 – Вероятностные характеристики аварий на МГ

   
    

   Ду, мм	Условная вероятность P(B|A) загорания газа	Условная вероятность P( – A) B | незагорания газа	Условные вероятности реализации групп С1, С2, С3, С4 сценариев аварий
   			С1 – «Пожар в котловане» («Пожар колонного типа») P(C1|AB)	С2 – «Струевые пламена» P(C2|AB)	С3 – «Рассеива- ние низкоскоростного шлейфа – газа» P(C3|AB )	С4 – «Рассеи- вание 2-х струй газа» – P(C4|AB )
   1	2	3	4	5	6	7
   1 400	0,72	0,28	0,2	0,8	0,2	0,8
   1 200	0,74	0,26	0,3	0,7	0,3	0,7
   1 000	0,6	0,4	0,4	0,6	0,4	0,6
   700	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
   500	0,3	0,7	0,7	0,3	0,7	0,3
   300 и менее	0,1	0,9	0,95	0,05	0,95	0,05

   
    

   P '(B  A)  kзаг  P(B  A),

   

   P '(B A)  1  kзаг  P(B  A),

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

   kзаг = 1,2 – для глин;

   kзаг = 1,0 – для суглинков;

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

   (5.4)

   
    

   (5.5)

   В таблице 5.7 (в графах 4, 5, 6, 7) также приведены полученные экспертным путем рекомендуемые базовые значения условных вероятностей реализации групп сценариев С1, С2,

   С3, С4 для МГ разных диаметров. Указанные базовые значения корректируются с помощью

   коэффициента kгр, зависящего от имеющей место на данном ПОУ степени связности или несущей способности грунта, и определяются по формулам

   P '(C1  AB)  kгр

    P (C1  AB ),

   
    

   (5.6)

   
    

   

   P '(C2 AB)  1  kгр  P(C1  AB),

   

   

   

   P '(C3 AB )  kгр  P(C3  AB ),

   
    

   (5.7)

   
    

   (5.8)

   P '(C4 

   

   

   AB )  1  kгр  P(C3  AB ),

   
    

   (5.9)

   
    

   где kгр = 1,3 – для грунтов с высокой связностью (глины, скальные грунты). Если при домно-

   –

   жении на kгр значение P (C1|AB) или P (C3|AB ) превышает 1, то оно принимается равным 1;

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

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

   –

   Условные вероятности Р(Сij|ABCi), Р(Сij|AB Ci) реализации конкретных расчетных сце-

   нариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов (например, из числа перечисленных в таблице 5.5), участвующих в формировании набора сценариев. Например, условная вероятность Р(С12|ABC1) реализации сценария С12 (см. таблицу

   1. при условии, что реализовался пожар в котловане (С1), определяется как повторяемость

      скорости ветра в требуемом диапазоне скоростей (например, 8–12 м/c) с указанным направлением, получаемая из метеоданных (см. 6.6.5.2).

      Пример расчета условной вероятности реализации сценария С12 (по рисунку 5.2)

      
       

      P(C12  A)  P(B  A) P(C1  AB) P(C12  ABC1)  0,72 0,2 0,3  0,0432.

      (5.10)

      
       

2. Абсолютная частота fn (сцен./год) реализации расчетного сценария Cij на n-ом участке МГ длиной Ln (км) определяется по формуле

   fn  n  Ln  P(Cij

   

   A),

   (5.11)

   
    

   где n – ожидаемая удельная частота аварий на n-ом участке, аварий/(км · год);

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

3. Применительно к подводным переходам МГ общий алгоритм расчета условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии соответствует изложенному в 5.6.1–5.6.4, однако имеются особенности определения условной вероятности загорания газа P(B|A), которая зависит от конструкции и технологии выполнения дюкера, а также от глубины водоема в месте возникновения разрыва МГ.

   1. Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м вероятность загорания газа P(B|A) определяется в полном соответствии с 5.6.3.

   2. Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки

      трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в русловой части водоема на глубинах больше 5 м вероятность загорания газа определяется вероятностью Pвнш загорания только от внешних источников зажигания (источников искрообразования и открытого огня на судах, лодках и т. ) и вычисляется по формуле

      
       

      P(B  A)  Pвнш 

      I

      (P  P ),

       

      

       

      1. (i)

      пзз срб

      
       

      (5.12)

      
       

      пзз

       

      где P(i)

      i  1

      – вероятность наличия (попадания) i-го внешнего источника зажигания в зоне(у)

      загазованности, ограниченную изолинией концентрации, соответствующей НКПВ метана (5 об.);

      P(i)

       

      срб – вероятность «срабатывания» i-го внешнего источника зажигания;

      I – количество потенциальных источников зажигания.

      пзз

       

      Вероятности P(i)

      в основном определяются интенсивностью и маршрутами движения

      судов в районе подводного перехода и размерами зоны загазованности.

   3. Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», вероятность P(B|A) загорания газа, истекающего в атмосферу в виде высокоскоростных струй из концов кожуха, определяется в соответствии с 5.6.3, как для сухопутного участка газопровода.

содержание   ..  1  2  3  4  ..