СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Главная Учебники Газпром

поиск по сайту

содержание .. 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 ..

Москва 2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО РАСЧЕТУ И АНАЛИЗУ РИСКОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПРОИЗВОДСТВА, ХРАНЕНИЯ И МОРСКОЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ СЖИЖЕННОГО И СЖАТОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

РАЗРАБОТАН
ВНЕСЕН
УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Управлением проектирования и нормирования Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»

распоряжением ОАО «Газпром» от 26 мая 2011 г. № 288

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Область применения 1
Нормативные ссылки 3
Термины, определения и сокращения 4
Общие положения 12
1. Назначение, цели и задачи анализа риска 12
2. Показатели риска и его составляющие 15
Обобщенный алгоритм анализа риска эксплуатации объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного

природного газа 19
1. Основные этапы анализа риска 19
2. Организация и планирование работ по анализу риска 21
3. Идентификация опасностей 26
4. Причины и условия возникновения аварий 29
5. Характерные сценарии развития аварий и условные вероятности их реализации 29
6. Оценка ожидаемых частот (вероятностей) возникновения аварий 40
7. Оценка зон негативного воздействия поражающих факторов аварий 44
8. Прогноз негативных последствий для людей, имущества, природной среды
  
  в результате возможных аварий 47
9. Оценка ущерба от возможных аварий 53
10. Расчет потенциального, индивидуального, коллективного, социального
  
  и экономического рисков от аварий 57
11. Расчет ожидаемого годового ущерба от аварий с учетом частоты
  
  возникновения аварий 60
12. Расчет возможного снижения производительности системы производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного
  
  природного газа, вызванного инцидентами и авариями 60
13. Определение перечня наиболее опасных составляющих опасного
  
  производственного объекта 62
14. Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска 62
15. Представление результатов анализа риска 64
16. Обоснование комплекса мероприятий по повышению безопасности

и минимизации ущербов 65

Приложение А (справочное) Характеристики опасных веществ, обращающихся

на объектах сжиженного и компримированного природного газа 67

Приложение Б (справочное) Справочные данные по показателям надежности

и частотам возникновения аварий на оборудовании и трубопроводах объектов сжиженного и компримированного природного газа 70

Приложение В (обязательное) Требования к моделям расчета поражающих факторов аварий (расчет интенсивности истечения и общих объемов выбрасываемых продуктов при разгерметизации оборудования, пространственно-временного распределения опасных веществ,

физических параметров поражающих факторов аварий) 75

Приложение Г (рекомендуемое) Оценка снижения производительности производственной системы в результате повреждения оборудования

при авариях и объема недопоставки продукции в результате аварии 81

Приложение Д (обязательное) Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов сжиженного природного газа 84

Приложение Е (обязательное) Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов компримированного природного газа 95

Библиография 98

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью установления процедуры анализа техногенного риска для опасных производственных объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного природного газа и сжатого (далее – компримированного) природного газа, проведение которой предусматривается Федеральными законами [1] и [2]. Стандарт конкретизирует требования Ростехнадзора, МЧС России, ОАО «Газпром» и ряда международных стандартов по анализу риска при разработке проектной документации применительно к объектам данного вида и наряду с обязательным применением организациями ОАО «Газпром» может быть рекомендован для использования иностранными компаниями, участвующими в проектировании указанных объектов.

Настоящий стандарт отражает специфику работ по анализу техногенного риска для проектируемых объектов производства, хранения, морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа в сравнении с анализом риска для объектов газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО «Газпром» и должен рассматриваться как развитие положений СТО Газпром 2-2.3-351-2009, СТО Газпром 2-2.3-400-2009.

В настоящем стандарте рассматриваются следующие вопросы анализа риска для объектов производства, хранения, морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа:

идентификация опасностей;
построение сценариев развития аварий и расчет зон воздействия поражающих факторов аварий;
оценка ожидаемых частот возникновения аварий;
прогноз негативных последствий аварий для людей, имущества, природной среды;
оценка показателей риска для людей;
оценка ожидаемого ущерба от аварий имуществу владельца производственного комплекса, имуществу других лиц, окружающей среде;
оценка ожидаемого ущерба от недопоставки продукции в результате аварий;
сравнение рассчитанных показателей риска с рекомендуемыми приемлемыми уровнями для целей управления риском в ходе проектирования.

При этом собственно процесс управления риском как таковой не является предметом регулирования в настоящем стандарте.

Настоящий стандарт разработан в рамках реализации Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председа-

телем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10.02.2006 № 01-20, и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11.10.2005 № 01-106.

Настоящий стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Руководитель – к. т. н. С.В. Овчаров. Ответственные исполнители: к. т. н. А.А. Петрулевич, д. т. н. М.Н. Мансуров; исполнители: к. т. н. А.А. Петрулевич, к. т. н. С.В. Овчаров, к. т. н. А.В. Мельников, В.С. Краснова. В разработке стандарта также принимали участие Е.Н. Желтиков, к. т. н. С.А. Ковалев,

А.И. Чупин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»); д. т. н. В.С. Сафонов (ООО «Газпром добыча шельф»), к. т. н. М.В. Ярошевич (ОАО «Гипроспецгаз»).

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО РАСЧЕТУ И АНАЛИЗУ РИСКОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПРОИЗВОДСТВА, ХРАНЕНИЯ И МОРСКОЙ

ТРАНСПОРТИРОВКИ СЖИЖЕННОГО И СЖАТОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Дата введения – 2011N11N07
1. Область применения
  1. Настоящий стандарт устанавливает основные требования к проведению анализа техногенного риска для проектируемых опасных производственных объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа ОАО «Газпром» (требования к результатам, методическому подходу и процедуре).
    
    Примечание – Настоящий стандарт декларирует необходимость использования результатов анализа риска для управления риском на всех стадиях проектирования указанных объектов, но не устанавливает требования к самому процессу управления риском как таковому. Требования к процессу управления риском являются предметом рассмотрения отдельного стандарта.
  2. Настоящий стандарт распространяется на следующие опасные производственные объекты производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа:
заводы по производству сжиженного природного газа, включая системы очистки и осушки газа, линии сжижения, хранилища хладагентов и конденсированных углеводородных газов, насосно-компрессорное, холодильное, энергетическое и другое оборудование;
изотермические хранилища сжиженного природного газа;
системы внутриобъектовых трубопроводов, в том числе газопроводов;
портовые комплексы сжиженного природного газа с системами морской транспортировки и загрузки/разгрузки продукта на танкеры-газовозы (стендерами);
станции компримирования природного газа, включая системы очистки, осушки и охлаждения газа, внутриобъектовые трубопроводы, в том числе газопроводы;
хранилища компримированного природного газа;
портовые комплексы компримированного природного газа с системами морской транспортировки и загрузки/разгрузки продукта на суда-газовозы.

Издание официальное
деклараций промышленной безопасности опасных производственных объектов, изменений и дополнений к ним;
разделов (по анализу риска, промышленной безопасности и инженерно-техническим мероприятиям по гражданской обороне, предупреждению, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций) в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов;
паспортов безопасности опасных объектов;
регламентов проведения работ по эксплуатации, техническому обслуживанию, оценке технического состояния опасных производственных объектов;
заключений экспертиз промышленной безопасности деклараций промышленной безопасности и экспертиз документации в части анализа риска.

Договоры со сторонними организациями должны в обязательном порядке содержать ссылку на настоящий стандарт.

Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.0.002-80 Система стандартов безопасности труда. Термины и определения ГОСТ 12.1.033-81 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность.

Термины и определения

ГОСТ 22.0.05-97/ГОСТ Р 22.0.05-94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения

ГОСТ Р 53480-2009 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ 26883-86 Внешние воздействующие факторы. Термины и определения

ГОСТ Р 22.0.02-94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Термины и определения основных понятий

ГОСТ Р 51330.5-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51901.4-2005 Менеджмент риска. Руководство по применению при проектиро-

вании

ГОСТ Р МЭК 61508-1-2007 Функциональная безопасность систем электрических,

электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р МЭК 61508-5-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 5. Рекомендации по применению методов определения уровней полноты безопасности

ГОСТ Р 51901.1-2002 Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем

ГОСТ Р 51901.11-2005 Менеджмент риска. Исследование опасности и работоспособности.

Прикладное руководство

ГОСТ Р 51901.13-2005 Менеджмент риска. Анализ дерева неисправностей

СТО Газпром 2-2.3-351-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-2.3-400-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром».

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
Термины, определения и сокращения
1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Федеральным законом [1], ГОСТ 12.0.002, ГОСТ 12.1.033, ГОСТ Р 22.0.02, ГОСТ Р 22.0.05, ГОСТ 26883, ГОСТ Р 53480, а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:
  
  3.1.1 авария на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Разрушение сооружений и/или технических устройств, применяемых на действующих опасных производственных объектах ОАО «Газпром», неконтролируемые взрыв и/или выброс опасных веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихся в технологических системах указанных объектов.
  
  [ВРД 39-1.2-054-2002 [3], раздел «Термины и определения»]
  
  Примечание – Аналогом данного определения в международной практике является следующее определение из ИСО 17776:2000 [4]: «2.1.12 incident, accident (инцидент, авария): Событие или цепь событий, которые являются или могли бы быть причиной ранения, болезни и/или нанесения ущерба (потери) имуществу, окружающей среде или третьим лицам».
  
  3.1.2 анализ риска аварии: Процесс идентификации опасностей и оценки риска аварии на опасном производственном объекте для отдельных лиц или групп людей, имущества или окружающей природной среды.
  
  [РД 03-418-01 [5], пункт 2.2]
  
  Примечание – Аналогом российского понятия «анализ риска» в международной практике является понятие risk assessment, которое означает процедуру, включающую три следующих подпроцедуры:
  - идентификацию опасностей – hazard identification;
  - определение (расчет или приближенную оценку) риска – risk estimation.
    
    Эти первые две процедуры в связке обозначаются за рубежом единым понятием risk analysis;
  - оценивание риска – risk evaluation, т.е. сравнение рассчитанных значений риска с критериями приемлемого риска.
    
    В стандарте ИСО 17776:2000 [4] определение полной процедуры анализа риска (risk assessment) дается с помощью следующих непосредственно связанных друг с другом (одно вложено в другое) определений: «2.1.17 risk assessment (полный анализ риска): Общий процесс анализа риска (risk analysis) и оценивания риска (risk evaluation)», «2.1.16 risk analysis (анализ риска): Использование доступной информации для идентификации опасностей и определения (estimation) риска».
    
    В международных стандартах ИСО Guide 73:2009 [6], ИСО 31000:2009 [7] дано следующее определение: «Risk assessment (полный анализ риска): Общий процесс идентификации риска (risk identification), анализа риска (risk analysis) и оценивания риска (risk evaluation)». Понятие «идентификация рисков» в указанных стандартах определяется следующим образом: «Идентификация рисков: Процесс обнаружения, распознавания и описания рисков».
    
    3.1.3 барьер безопасности: Инженерно-техническое устройство или организационное мероприятие (комплекс мероприятий) для предотвращения возникновения или локализации аварии на опасном производственном объекте.
    
    Примечание – Аналогом данного термина в международной практике является термин
    
    «барьер», определение которого приведено в стандарте ИСО 17776:2000 [4]:
    
    «2.1.1 барьер: Мера, которая снижает вероятность реализации опасности нанесения вреда и уменьшает ее последствия.
    
    Примечание – Барьеры могут быть физическими (материалы, защитные устройства, экраны, перегородки) или нефизическими (процедуры, проверки, тренировки, обучение)».
    
    3.1.4 взрыв: Неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разрушительным последствиям.
    
    [СТО Газпром 2-2.3-351-2009, пункт 3.1.3]
    
    3.1.5 взрыв сосуда под высоким давлением: Взрыв сосуда, в котором в рабочем состоянии хранятся сжатые под высоким давлением газы или жидкости, либо взрыв, в котором давление возрастает в результате внешнего нагрева или в результате самовоспламенения образовавшейся смеси внутри сосуда.
    
    [СТО Газпром 2-2.3-400-2009, пункт 3.1.4]
    
    3.1.6 декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта; ДПБ: Документ, в котором представлены результаты всесторонней оценки риска аварии, анализа достаточности принятых мер по предупреждению аварий и по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте.
    
    [РД 03-14-2005 [8], приложение 1]
    
    3.1.7 загрязнение окружающей среды: Поступление в окружающую среду вещества и/или энергии, свойства, местоположение или количество которых оказывают негативное воздействие на окружающую среду.
    
    [Федеральный закон [9], статья 1]
    
    3.1.8 заказчик: Юридическое лицо, заказывающее проектные или предпроектные работы, включающие в свой состав количественный анализ риска.
    
    3.1.9 зона негативного воздействия поражающего фактора: Зона территориального (на уровне земли) распределения физической характеристики заданного поражающего фактора аварии вокруг места возникновения аварии, ограниченная изолинией заранее установленного порогового значения данной физической характеристики.
    
    [СТО Газпром 2-2.3-351-2009, пункт 3.1.10]
    
    3.1.10 зона потенциального поражения; ЗПП: Зона территориального распределения условных вероятностей поражения человека заданным поражающим фактором аварии, ограниченная изолинией условной вероятности гибели человека, равной 0,01 (1 %).
    
    3.1.11 идентификация опасностей аварии: Процесс выявления и признания, что опасности аварии на опасном производственном объекте существуют, и определения их характеристик.
    
    [РД 03-418-01 [5], пункт 2.3]
    
    3.1.12 индивидуальный риск: Частота поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий.
    
    3.1.13 инцидент на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Механическое повреждение или проявление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента сооружений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его систем (телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической защиты и др.), не повлиявшее на работоспособность объекта, но вызвавшее необходимость принятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния.
    
    [ВРД 39-1.2-054-2002 [3], раздел «Термины и определения»]
    
    3.1.14 коллективный риск: Ожидаемое количество пораженных в результате возможных аварий за определенное время.
    
    [РД 03-418-01 [5], пункт 2.8]
    
    3.1.15 количественный анализ риска; КолАР: Анализ риска, включающий процедуры расчета одного или нескольких количественных составляющих и показателей риска.
    
    3.1.16 компоненты природной среды: Земля, недра, почвы, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, растительный, животный мир и иные организмы, а также озоновый слой атмосферы и околоземное космическое пространство, обеспечивающие в совокупности благоприятные условия для существования жизни на Земле.
    
    [Федеральный закон [9], статья 1]
    
    3.1.17 источник воспламенения (зажигания): Объект, инициирующий горение газовоздушной смеси.
    
    Примечание – К источникам воспламенения относятся:
  - открытое пламя;
  - искрящее электротехническое оборудование;
  - объект с высокой температурой стенок.
  3.1.18 ожидаемая частота аварий f, аварий/год: Прогнозируемое количество аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-351-2009, пункт 3.1.26]
  
  3.1.19 ожидаемый годовой ущерб от аварий y, руб./год: Математическое ожидание ущерба от возможных аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-351-2009, пункт 3.1.28]
  
  3.1.20 окружающая среда: Совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов, а также антропогенных объектов.
  
  [Федеральный закон [9], статья 1]
  
  3.1.21 опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуществу и/или окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте. Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разрушения сооружений и/или технических устройств, взрывом и/или выбросом опасных веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и/или нанесением вреда окружающей природной среде.
  
  [РД 03-418-01 [5], пункт 2.4]
  
  Примечание – Аналогом данного термина в международной практике является термин «опасность» (hazard), определение которого дано в ИСО 17776:2000 [4]: «2.1.9 опасность: Потенциальный источник ущерба».
  Примечание – Показатели риска делятся на конечные и промежуточные (составляющие конечных показателей риска). К основным конечным количественным показателям риска относятся потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск, социальный риск, экономический риск, ожидаемый годовой ущерб. К промежуточным показателям (составляющим риска) относятся, например, ожидаемая частота возникновения аварий, условная вероятность реализации конкретного сценария аварии, размеры зоны потенциального поражения при конкретном сценарии аварии, ожидаемый ущерб при конкретном сценарии аварии.
  
  3.1.24 потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск): Частота реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории.
  
  3.1.25 приемлемый риск: Риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических и социальных соображений.
  
  Примечание – Максимальное значение приемлемого риска называется предельно допустимым уровнем риска.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-351-2009, пункт 3.1.35]
  
  Примечание – Аналогом данного термина в международной практике является термин «допустимый риск» (tolerable risk), определение которого дано в ИСО 17776:2000 [4]: «2.1.20 tolerable risk (допустимый риск): Риск, который является приемлемым в данной конкретной ситуации с учетом текущих ценностей общества».
  
  3.1.26 природная среда: Совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов.
  
  [Федеральный закон [9], статья 1]
  
  3.1.27 реципиент: Объект негативного воздействия поражающих факторов аварии: люди, компоненты природной среды и материальные ценности.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-400-2009, пункт 3.1.32]
  
  3.1.28 риск (техногенный риск): Мера опасности, характеризующая возможность (ожидаемую частоту) возникновения аварий и тяжесть их последствий.
  
  Примечание – В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в качественных, так и в количественных показателях. Основными количественными показателями техногенного риска являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск, социальный риск, экономический риск.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-400-2009, пункт 3.1.33]
  
  Примечание – В международном стандарте ИСО 17776:2000 [4] дано следующее определение риска: «2.1.15 риск: Комбинация вероятности реализации события и последствий этого события».
  
  3.1.29 сжиженный природный газ (СПГ): природный газ (многокомпонентная смесь углеводородов с преобладающим содержанием метана), искусственно сжиженный путем многоступенчатого сжатия и охлаждения до минус 160 C.
  
  3.1.30 социальный риск (F/N-кривая): Зависимость частоты F возникновения событий, в которых пострадает с определенной степенью тяжести не менее N человек, от этого числа N. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-400-2009, пункт 3.1.36]
  
  3.1.31 сценарий аварии: Последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к определенным опасным последствиям аварии.
  
  [РД 03-14-2005 [8], приложение 1]
  
  3.1.32 сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии): Сценарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период времени.
  
  [РД 03-14-2005 [8], приложение 1]
  
  3.1.33 сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по последствиям сценарий аварии): Сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и материальным ресурсам или компонентам природной среды.
  
  [РД 03-14-2005 [8], приложение 1]
  
  3.1.34 структурная технологическая схема производственного объекта: Представление реализованного на производственном объекте технологического процесса в виде схемы, содержащей основные функциональные блоки, характеризующиеся своей производительностью, и связи между ними.
  
  Примечание – В качестве связей между функциональными блоками указываются потоки сырья, основной и побочной продукции, рабочих веществ (хладагентов, топливного газа), энергии (электроэнергия, теплоноситель), воды, азота и воздуха контрольно-измерительных приборов, линии управления.
  
  3.1.35 управление риском: Скоординированные действия, направляющие и контролирующие организацию в отношении риска.
  
  [ИСО 31000:2009 [7], пункт 2.3]
  
  3.1.36 условная вероятность поражения людей Pгиб: Вероятность гибели человека при условии нахождения его под воздействием заданного поражающего фактора аварии.
  
  [СТО Газпром 2-2.3-400-2009, пункт 3.1.41]
  
  3.1.37 ущерб от аварии: Потери (убытки) в производственной и непроизводственной сферах жизнедеятельности человека, вред окружающей природной среде, нанесенные в результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном эквиваленте.
  
  [РД 03-418-01 [5], пункт 2.10]
  
  3.1.38 чрезвычайная ситуация: Обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.
  
  [Федеральный закон [2], статья 1]
  
  3.1.39 экономический риск (F/G-кривая): Зависимость между частотой реализации определенных факторов опасностей и размером ущерба имуществу.
  
  3.2 В стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;
  
  АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом; ВВС – воздушная волна сжатия;
  
  ВКПВ – верхний концентрационный предел воспламенения; ГВС – газовоздушная смесь;
  
  ГСМ – горюче-смазочные материалы;
  
  ИТМ ГО ЧС – инженерно-технические мероприятия гражданской обороны, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
  
  КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика; КПГ – компримированный природный газ;
  
  НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения; ОБУВ – ориентировочно безопасный уровень воздействия; ОИ – обоснование инвестиций;
  
  ОПО – опасный производственный объект; ПДК – предельно допустимая концентрация;
  
  ПХМТ – производство, хранение и морская транспортировка; СИЗ – средства индивидуальной защиты;
  
  СМР – строительно-монтажные работы; СПГ – сжиженный природный газ;
  
  СТС – структурно-технологическая схема; СТУ – специальные технические условия; СУГ – сжиженные углеводородные газы; ТЗ – техническое задание;
  
  ЧС – чрезвычайная ситуация;
  
  ЭВМ – электронно-вычислительная машина;
  
  BLEVE – взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости (Boiling Liquid Expanding Vapour Explosion);
  
  ETA – анализ дерева событий (Event Tree Analysis);
  
  FMEA – анализ видов отказов и последствий (Failure Modes and Effects Analysis); FTA – анализ дерева отказов (Fault Tree Analysis);
  
  HAZOP – анализ опасностей и работоспособности (Hazard and Operability Analysis); PHA – предварительный анализ опасностей (Preliminary Hazard Analysis).
Общие положения
1. Назначение, цели и задачи анализа риска
  1. Анализ риска эксплуатации проектируемого ОПО проводится:
    - для оценки (без)опасности проектных решений и необходимости их изменения с целью повышения безопасности;
    - оценки возможности размещения данного объекта в предполагаемом месте на терри-
    тории;
    - определения рациональных способов повышения безопасности проектных решений
      
      (изменения мест расположения основного технологического оборудования на промышленной площадке, изменения мест размещения остального оборудования, зданий и сооружений, трасс трубопроводов, выбора рационального размещения персонала на промышленной площадке, прокладки маршрутов движения), а также для конкретизации требований к используемым на объекте барьерам безопасности.
      
      Анализ риска для проектируемых ОПО проводится во исполнение действующих в Российской Федерации требований промышленной безопасности, требований по гражданской обороне и защите от чрезвычайных ситуаций, а также требований заказчика. Общие требования к процедуре анализа риска и к составу представляемых в проектной документации показателей риска устанавливаются в соответствии с РД 03-418-01 [5], РД 03-14-2005 [8], СП 11-107-98 [10], СП 11-113-2002 [11] и Постановлением [12]. Отступление от этих требований при анализе риска для конкретных проектируемых объектов (ввиду технологической специфики, специфики места расположения и др.) допускается только в случае предварительного согласования этих отклонений в форме специальных технических условий на проектирование с уполномоченным федеральным органом в установленном порядке.
      
      Заказчик может устанавливать дополнительные (по отношению к федеральным) требования по процедуре анализа риска, составу получаемых при этом результатов и использованию
      
      этих результатов при проектировании, однако эти требования не должны противоречить федеральным требованиям. Все дополнительные требования заказчика отражаются в договоре и ТЗ на проектирование.
  2. Результаты анализа риска эксплуатации предполагаемых к созданию ОПО обязательно представляются в следующей документации, сопровождающей процесс проектирования: ходатайство (декларация) о намерениях, обоснование инвестиций, проектная документация.
    1. В составе ходатайства о намерениях результаты анализа риска представляются в разделе «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» («ИТМ ГО ЧС»). Состав показателей риска, который должен быть приведен в разделе, регламентирован в СП 11-113-2002 [11].
    2. При проведении обоснования инвестиций результаты анализа риска представляются в следующих разделах ОИ:
    3. В составе проектной документации разрабатываются следующие документы, содержащие результаты анализа риска:

раздел проектной документации «ИТМ ГО ЧС» (состав показателей риска, который должен быть приведен в разделе, представлен в СП 11-113-2002 [11] и Постановлении [12]);
ДПБ ОПО с приложениями «Расчетно-пояснительная записка» и «Информационный лист» (состав показателей риска, который должен быть приведен в документе, представлен в РД 03-418-01 [5], РД 03-14-2005 [8]).

Помимо указанных разделов проектной документации, результаты анализа риска могут приводиться в разделах проекта, устанавливающих требования к функциональной надежности электрических/электронных/программируемых электронных, а также работающих на других технологиях систем, обеспечивающих безопасность для проектируемых ОПО. В этом случае представляется информация по вероятностям и последствиям отказов различных систем обеспечения безопасности проектируемого объекта.

ТЗ на проектирование ОПО может дополнительно предусматривать разработку других разделов проекта, включающих результаты анализа риска эксплуатации объекта.
при проведении экспертизы ОАО «Газпром», в ходе которой проводится оценка соответствия проектной документации требованиям федеральных и корпоративных нормативов, СТУ, оценивается допустимость создания объекта с соответствующими параметрами безопасности; при необходимости проводится контроль выполнения требований заказчика по составу дополнительно рассчитываемых показателей риска; в отдельных случаях проверяется достоверность полученных показателей риска путем проведения выборочных расчетов;
проведении государственной экспертизы, в ходе которой оценивается соответствие списка представленных в проектной документации показателей риска федеральным требованиям, соответствие использованной процедуры анализа риска действующим требованиям, допустимость создания объекта с полученными расчетными параметрами безопасности; в отдельных случаях проверяется достоверность полученных показателей риска путем проведения выборочных расчетов;
решении вопроса о выделении земельного участка под строительство объекта и получении разрешения на строительство – для принятия решения о допустимости размещения объекта с расчетными параметрами безопасности на данной территории;
оценке принятых проектных решений заказчиком и для принятия общих решений по реализации проекта, в том числе для разработки решений по страхованию создаваемого объекта.
определение опасностей, присущих проектируемому объекту (состав опасностей, ожидаемые сценарии их проявления, характерные виды и масштабы последствий и др.);
анализ проектных решений с точки зрения безопасности и ожидаемых ущербов от аварий (включая оценку частоты возникновения аварий и масштабов ожидаемых ущербов);
анализ проектных решений, направленных на снижение частоты реализации опасностей и на снижение их последствий (состав, эффективность);
разработку рекомендаций, направленных на дополнительное снижение опасности эксплуатации создаваемого объекта (на последующих этапах реализации проекта).
поиск рационального размещения технологических установок и оборудования на территории ОПО;
выявление составляющих проектируемого ОПО (установок, узлов и т.п.), в наибольшей степени влияющих на уровень безопасности создаваемого объекта; анализ механизмов реализации этого влияния; разработка требований на проектирование этих составляющих;
определение состава (функциональных) систем, обеспечивающих снижение опасности эксплуатации ОПО, отказ которых в наибольшей степени влияет на уровень безопасности создаваемого объекта; определение эффективности этих систем; выработка требований к надежности этих систем (и их элементов);
систематизация информации по опасностям создаваемого объекта для обеспечения координации работы всех подразделений проектной организации и ее субподрядчиков, решения которых влияют на уровень безопасности создаваемого объекта и др.

Общая методология использования показателей риска в ходе проектирования представлена в ГОСТ Р 51901.4. Она предполагает неоднократное проведение анализа риска в ходе разработки проектных решений (на этапе размещения основного технологического оборудования, на этапе размещения вспомогательного оборудования, для оценки окончательных проектных решений и др.).
ожидаемый годовой ущерб от возникновения недопоставок продукции в результате аварий;
территориальное распределение потенциального риска, обусловленного возможными авариями на объектах, создаваемых одновременно с проектируемым ОПО ПХМТ СПГ/КПГ (например, на магистральных газопроводах, подходящих к заводу СПГ);

распределение потенциального риска, создаваемого существующими в окрестности проектируемого ОПО ПХМТ СПГ/КПГ сторонними опасными объектами (в случае если такие сторонние опасные объекты имеются).

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Таблица 1 – Состав показателей техногенного риска, представляемых в документации на проектируемый ОПО

Показатель техногенного риска	Необходимость представления в предпроектной и проектной документации на различных стадиях проектирования различных показателей риска («+» – показатель необходимо оценивать и представлять, «–» – показатель не требуется оценивать и представлять)
	ходатайство о намерениях	обоснование инвестиций	проектная документация
	Раздел ИТМ ГО ЧС	Раздел ИТМ ГО ЧС	Раздел ИТМ ГО ЧС	ДПБ
Потенциальный территориальный риск от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.10.1)	+	+	+	+
Индивидуальный риск от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.10.2)	–	+	+	+
Коллективный риск от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.10.3)	–	+	+	+
Социальный риск (F/N-кривая) от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.10.4)	–	+	+	+
Экономический риск (F/G-кривая) от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.10.5)	–	+	+	+
Ожидаемый прямой годовой ущерб людям, имуществу и окружающей среде от аварий на проектируемом ОПО (см. 5.11)	–	–	+	+
Характеристики наиболее неблагоприятного по послед-	+	+	+	+
ствиям сценария аварии от аварий на проектируемом ОПО 1)
(см. 5.5.8):
вероятность (частота) реализации (см. 5.5.9);
размеры зоны потенциального поражения (см. 5.8);	+	+	+	+
ожидаемый ущерб (см. 4.2.4, 5.9)	+	+	+	+
Характеристики наиболее вероятного сценария аварии	–	–	+	+
на проектируемом ОПО1):
вероятность (частота) реализации (см. 5.6);
размеры зоны потенциального поражения (см. 5.8);	–	–	+	+
ожидаемый ущерб (см. 4.2.4, 5.9)	–	–	+	+

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Окончание табли цы 1

Показатель техногенного риска	Необходимость представления в предпроектной и проектной документации на различных стадиях проектирования различных показателей риска («+» – показатель необходимо оценивать и представлять, «–» – показатель не требуется оценивать и представлять)
	ходатайство о намерениях	обоснование инвестиций	проектная документация
	Раздел ИТМ ГО ЧС	Раздел ИТМ ГО ЧС	Раздел ИТМ ГО ЧС	ДПБ
Фоновый индивидуальный риск гибели от неестественных причин для жителей региона расположения проектируемого ОПО	–	–	+	+
Вероятность (ожидаемая частота) возникновения возможных аварий на проектируемом ОПО (см. 5.6)	+	+	+	+
Размеры зон потенциального поражения при различных сценариях аварий на проектируемом ОПО (см. 5.7, 5.8)	+	+	+	+
Ожидаемый ущерб при различных сценариях аварий на проектируемом ОПО (см. 4.2.4, 5.9)	+	+	+	+
Размеры зон потенциального поражения от максимальных по последствиям аварий на других потенциально опасных объектах, расположенных вблизи проектируемого ОПО	+	+	+	+
1) В зависимости от технологической специфики установки может потребоваться рассмотрение не одного, а группы наиболее неблагоприятных и группы наиболее вероятных сценариев.

На ранних стадиях проектирования (при разработке ходатайства о намерениях, обоснования инвестиций), характеризующихся недостатком исходных данных для детального количественного анализа риска, определение уровня безопасности рассматриваемых вариантов размещения ОПО и технологических решений допускается и рекомендуется выполнять с использованием (кроме строго регламентированных для этих стадий количественных показателей риска) качественных и полуколичественных показателей риска (имеющих, соответственно, либо качественные градации типа «очень высокий», «значительный», «средний», «низкий»,

«ничтожно малый», либо измеряемых в баллах в выбранной балльной шкале). При этом для их определения рекомендуется применять такие широко известные качественные и полуколичественные методы анализа риска, как:

метод предварительного анализа опасностей (PHA) (приведен в монографии [13] и ГОСТ Р 51901.1);
анализ опасностей и работоспособности (HAZOP) (приведен в МЭК 61882:2001 [14], монографии [15] и ГОСТ Р 51901.11, ГОСТ Р 51901.1);
анализ видов отказов и последствий (FMEA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], МЭК 60812:2006 [17] и ГОСТ Р 51901.1);
метод перебора аварийных ситуаций WHAT IF («Что будет, если…?») (приведен в монографиях [13], [18]);
метод анализа с построением дерева отказов (FTA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], монографии [18] и ГОСТ Р 51901.13, ГОСТ Р 51901.1);
метод анализа с построением дерева событий (ETA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], монографии [18] и ГОСТ Р 51901.1);
метод причинно-следственного анализа (Cause/Consequence Diagram) (приведен в монографиях [19], [20]).
ожидаемая частота аварий различных типов (оценивается в соответствии с 5.6);
размеры и локализация зон негативного воздействия поражающих факторов аварии при реализации каждого конкретного сценария аварии (оцениваются в соответствии с 5.7);
пространственные распределения условной вероятности поражения реципиентов (ЗПП) на территории объектов ПХМТ СПГ/КПГ и прилегающей территории при каждом конкретном сценарии аварии с учетом локализации зон негативного воздействия поражающих факторов аварии, условных вероятностей их реализации (в частности, территориального рас-

пределения условной вероятности достижения точек взрывоопасным облаком), данных по устойчивости различных реципиентов к воздействию поражающих факторов аварий (оцениваются в соответствии с 5.8);
количество пострадавших от аварии людей (в том числе погибших и раненых) при реализации каждого конкретного сценария аварии (оценивается в соответствии с 5.8);
количество уничтоженных и поврежденных компонентов имущества и природной среды при реализации каждого конкретного сценария аварии (оценивается в соответствии с 5.8);
ущерб от аварии (при реализации каждого конкретного сценария аварии), включающий следующие составляющие:

а) социально-экономический ущерб (связанный с гибелью и травмированием

людей);

рудования.

б) прямой ущерб производству на ОПО; в) ущерб имуществу других лиц;

г) экологический ущерб (ущерб окружающей природной среде);

д) затраты на локализацию и ликвидацию аварии и расследование ее причин;

е) ущерб от недопоставки продукции в результате уничтожения/повреждения обо-

Ущерб от аварии и его составляющие оцениваются в соответствии с 5.9.
1. Обобщенный алгоритм анализа риска эксплуатации объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа
  1. Основные этапы анализа риска
    1. Последовательность анализа риска, принятая в настоящем стандарте, соответствует требованиям РД 03-418-01 [5], согласно которому стадии анализа должны включать:
организацию и планирование работ по анализу риска;
идентификацию опасностей;
оценку риска (в том числе анализ частоты, анализ последствий, определение показателей риска);
разработку рекомендаций по уменьшению риска.

При выполнении анализа риска для ОПО ПХМТ СПГ/КПГ рекомендуется следовать обобщенному алгоритму, приведенному в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400 и предусматривающему не противоречащие РД 03-418-01 [5] этапы анализа, отраженные в блоке-схеме на рисунке 1.

Начало анализа

Определение факторов и проблем, обусловивших необходимость проведения анализа риска
Организация группы специалистов для выполнения анализа риска
Определение целей и задач анализа риска
Определение глубины (детальности) анализа, уточнение алгоритма и набора методов анализа
Описание ОПО его окружения на базе сбора и анализа исходных данных
Обоснование критериев приемлемого риска

1 Планирование

и организация работ

Идентификация источников опасностей 2 Идентификация
Определение спектра возможных нежелательных событий на ОПО

опасностей

}

Оценка ожидаемой частоты аварий для выбранных основных (расчетных) источников опасности
Составление перечня возможных сценариев аварий, выбор и обоснование основных (расчетных) сценариев аварий

}
Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов опасных веществ для всех расчетных сценариев аварий
Расчет распространения поражающих факторов аварий в окружаюN щей среде для всех расчетных сценариев аварий
Расчет условных вероятностей поражения людей, количества пострадавших для всех расчетных сценариев аварий
Расчет ущерба: социальноNэкономического ущерба (связанного

с поражением людей), ущерба имуществу и компонентам природной среды для всех расчетных сценариев аварий
Расчет потенциального, коллективного, индивидуального, социального и экономического рисков
Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частоты аварий на ОПО
Определение перечня наиболее опасных составляющих ОПО. Сравнение показателей риска с рекомендуемыми уровнями приемлеN мого риска

3 Оценка риска:

анализ частоты

анализ последствий

расчет показателей риска

оценивание риска

Риск больше предельно допустимого?

да

Регистрация результатов

в базе данных. Завершение анализа

риска

нет

4 Разработка рекомендаций по уменьшению риска (измеN нения размещения ОПО в целом, пространственного разN мещения оборудования на площадке ОПО, повышение конструктивной надежности оборудования, совершенN ствование технических систем защиты и т.д.)

Рисунок 1 – Этапы выполнения анализа риска

Примечания

В представленной блоке-схеме блоки и связи, изображенные пунктирными линиями, относятся к управлению риском. Они показаны, чтобы подчеркнуть тесную связь процедуры анализа риска и получаемых при ее реализации результатов с последующим этапом – управлением риском. Тем самым иллюстрируется роль анализа риска как инструмента поддержки принятия решений при проектировании.
Представленная блок-схема отражает процедуру полномасштабного количественного анализа риска, который может быть выполнен при наличии достаточного объема исходных данных, доступных, как правило, на завершающей стадии разработки проектной документации. На ранних предпроектных стадиях в случае отсутствия или недостатка данных, необходимых для получения точных количественных значений показателей риска, рекомендуется при сохранении заданной в блоке-схеме логической последовательности анализа применять полуколичественные и качественные методы анализа для сравнительной оценки вариантов проектных решений, а также методы приближенной количественной оценки для получения регламентированных для этих стадий проектирования количественных показателей риска (см. 4.2.1, 4.2.3).
Последующие разделы и подразделы настоящего стандарта описывают последовательные этапы полномасштабного (неусеченного) детального количественного анализа риска в соответствии с блоком-схемой на рисунке 1.

Организация и планирование работ по анализу риска
1. Организация и планирование работ по анализу риска включает:
  - определение целей и задач проводимого анализа риска;
  - определение глубины (детальности) анализа риска, определение алгоритма и набора методов анализа;
  - организацию группы специалистов для выполнения анализа риска;
  - обоснование критериев приемлемого риска;
  - сбор исходных данных, необходимых для проведения анализа риска.
2. Цели, задачи и глубина (детальность) анализа риска зависят от этапа работы над проектом.
  1. На этапе разработки ходатайства о намерениях анализ риска проводится в объеме, достаточном для получения общего представления об уровне риска, обусловленного возможными авариями на предполагаемом к созданию ОПО. Должны быть идентифицированы основные опасности, характерные для ОПО, а также приведены:
    - ожидаемые частоты возникновения аварий на ОПО, размеры зон потенциального поражения людей и ожидаемое количество пострадавших при характерных сценариях аварий;
    - территориальное распределение потенциального риска, создаваемого ОПО.
  2. На этапе обоснования инвестиций анализ риска проводится в объеме, достаточном для сравнения вариантов создания ОПО (см. 4.2.3, 4.2.1). Для каждого варианта должны быть выполнены следующие работы:
    - проведена идентификация опасностей;
    - рассчитаны зоны потенциального поражения людей при наиболее вероятных и наиболее неблагоприятных по последствиям сценариях аварий;
    - получены оценки возможных ущербов от аварий, экономического риска (последний – в формате матрицы финансового ущерба, представленной в СП 11-113-2002 [11], приложение Д);
    - рассчитаны показатели риска для людей (распределение потенциального риска, коллективный, индивидуальный и социальный риски (последний – в формате матрицы социального ущерба, представленной в СП 11-113-2002 [11], приложение Д));
    - перечислен набор решений, направленных на снижение частот возникновения аварий и снижение ущерба вследствие возникновения аварий, с качественной характеристикой влияния каждого из этих решений на показатели риска.
      
      В итоге должно быть проведено сравнение вариантов по показателям риска, по составу решений, используемых для его снижения, по масштабам ущерба при наиболее вероятных и наиболее неблагоприятных по последствиям сценариях аварий.
      
      Полученные показатели риска используются:
    - для более оптимального размещения основного технологического оборудования на промышленной площадке ОПО;
    - более оптимального выбора типов и размещения используемых на ОПО барьеров безопасности;
    - разработки других (по отношению к подразделам, относящихся к анализу риска) подразделов раздела ИТМ ГОЧС обоснования инвестиций.
  3. На этапе разработки проектной документации анализ риска проводится в полном объеме с расчетом всех основных показателей (см. 4.2.1, 4.2.2, 4.2.4, 5.1). Показатели риска используются для оптимизации проектных решений, а именно:
    - для уточнения мест расположения основного технологического оборудования на промплощадке ОПО;
    - уточнения мест размещения остального оборудования, зданий и сооружений;
    - выбора рационального размещения персонала на промышленной площадке ОПО;
    - конкретизации требований к используемым на ОПО барьерам безопасности. Полученные показатели риска также используются для разработки ДПБ проектируемого
      
      ОПО.
3. Для проведения работ по анализу риска ОПО ПХМТ СПГ/КПГ рекомендуется
  
  привлекать следующих специалистов:
  - специалиста-технолога в области ПХМТ СПГ/КПГ;
  - специалиста по КИПиА объектов ПХМТ СПГ/КПГ;
  - специалиста по диагностированию технического состояния и ремонту объектов ПХМТ СПГ/КПГ;
  - специалиста по анализу риска ОПО нефтегазовой промышленности (рекомендуется наличие квалификации эксперта, осуществляющего экспертизу деклараций промышленной безопасности и документов в части анализа риска объектов нефтегазодобычи и нефтегазопереработки).
    
    Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы должна определяться количеством анализируемых ОПО и их составляющих в рамках заказанной работы и требуемой глубиной анализа.
    
    В состав группы целесообразно также включить специалистов, способных провести анализ мирового уровня безопасности в области ПХМТ СПГ/КПГ.
    
    В ходе выполнения анализа риска должно быть обеспечено постоянное взаимодействие указанной группы специалистов с разработчиками проекта ОПО для реализации возможности своевременного внесения необходимых корректировок в рассматриваемые проектные (предпроектные) решения на основе результатов итерационной процедуры анализа риска.
4. Исходные данные для проведения анализа риска и методы проведения анализа
  1. На различных этапах проектирования различаются объем необходимой исходной информации и подходы к анализу.
    
    При разработке ходатайства о намерениях и обоснований инвестиций, учитывая, что предпроектные решения носят предварительный и общий характер и, как правило, принимаются на основе анализа аналогичных ОПО, допускается наряду с проведением расчета части показателей риска использовать (по согласованию с заказчиком) уже имеющиеся показатели риска для аналогичных действующих ОПО (например, заводов и терминалов СПГ), а также качественные и полуколичественные методы анализа (см. 4.2.3).
    
    Примечание – При использовании результатов анализа риска, полученных для аналогичных объектов, следует проанализировать, что имеющиеся у объектов отличия не будут вносить существенных изменений в показатели риска (технологические объекты и процессы подобны, масштабы производства соизмеримы, размещение объектов на промышленной площадке аналогично, состав барьеров безопасности, способы их создания также аналогичны).
    
    На этапе разработки проектной документации в наличии должен быть весь объем необходимой информации по создаваемому объекту и все показатели риска должны быть оценены в соответствии с принятыми проектными решениями.
  2. Набор исходных данных, необходимых для проведения в полном объеме анализа риска эксплуатации ОПО ПХМТ СПГ/КПГ, включает следующие типы данных:
    - структурная и технологическая схема ОПО;
    - информация по технологии, реализуемой на объекте (технологическая схема, описание технологических процессов, состав установок, обеспечивающих технологический процесс, информация по составу оборудования и общим конструктивным решениям по каждой установке, информация по технологическим параметрам (состав, давление, температура) веществ, обращающихся в каждом из аппаратов и в каждом трубопроводе установки, информация по конструктивным параметрам аппаратов и трубопроводов в составе установки: объемы, диаметры, длины, данные по распределению объемов опасных веществ по аппаратам, трубопроводам, хранилищам, складам), производительность линий загрузки;
    - ситуационный план ОПО, генеральный план ОПО;
    - информация о других (сторонних) опасных объектах, расположенных в окрестностях проектируемого объекта (название, расположение (на карте), характер опасности), распределение потенциального риска, создаваемого этими объектами, зоны возможного разрушения на территории проектируемого ОПО при возникновении самых тяжелых аварий, возникающих на сторонних объектах (отмеченные на ситуационном плане);
    - информация по источникам зажигания на территории проектируемого ОПО и в его окрестностях;
    - информация о системах обеспечения безопасности ОПО (системах технологического контроля, в частности, АСУ ТП и системе защиты от превышения давления, системе аварийного останова, системе сброса давления, системе контроля загазованности, системе контроля возгорания, системе противопожарной защиты, системе отвода проливов опасных веществ, системе оповещения персонала об опасности и др.), данные о времени срабатывания каждой из систем, характере информационного взаимодействия этих систем между собой, решения об эвакуации персонала при возникновении ЧС;
    - данные о порядке пребывания людей (персонала, сотрудников подрядных и других организаций, работающих на ОПО) на проектируемом ОПО: количество, распределение по территории при нормальной работе объекта (по сменам) и при проведении технического обслуживания (по сменам);
    - регламент действий при возникновении на ОПО ЧС (количество эвакуирующихся, место и время эвакуации, состав и порядок действий спасательных подразделений из персонала ОПО), данные о специальных спасательных подразделениях, прибывающих на ОПО при возникновении аварии и/или ЧС с целью ее локализации и ликвидации (количество, состав, места дислокации);
    - данные по предполагаемому графику технического обслуживания установок (например, остановка для технического обслуживания на одну неделю в год, в остальное время (раз в неделю) – техническое обслуживание работающей установки);
    - информация о людях (населении, водителях и пассажирах транспортных средств, работниках сторонних организаций), находящихся в окрестностях ОПО (распределение людей по территории, количество, интенсивность движения транспортных средств и их загруженность, данные о суточных/сезонных вариациях указанных параметров);
    - информация о метеопараметрах, характерных для территории (роза ветров, повторяемость скоростей ветра, повторяемость состояний атмосферы, в случае выраженного суточного хода ветров – соответствующие параметры по времени суток); объем информации должен соответствовать используемым расчетным моделям распространения облаков ГВС;
    - информация о стоимости установок, объектов, сооружений проектируемого ОПО;
    - информация о составе судов, обслуживающих порт, регламенте их движения в порту, месте швартовки, стоимости;
    - регламент прибытия танкеров СПГ, танкеров СУГ (если они предусматриваются), танкеров со стабильным конденсатом под загрузку (периодичность прибытия танкеров, место швартовки, маршрут подхода на удаление до 4 км от берега, длительность подхода и швартовки, длительность загрузки, длительность отхода);
    - состав и объемы опасных веществ в хранилищах ГСМ для судов, расположение и конструкция хранилищ, характеристики судов-бункеровщиков и маршруты их движения (в пределах досягаемости поражающих факторов аварий на создаваемом ОПО и на судах перевозки СПГ/КПГ);
    - при наличии сложного рельефа – рельеф промышленной площадки ОПО (для учета возможности распространения тяжелых взрывоопасных облаков под воздействием ветра);
    - данные о характерных размерах строений и сооружений на промышленной площадке (с точки зрения создания теневых эффектов при струевом и диффузном горении газа, при пожарах разлития);
    - карты распределения источников зажигания на территории ОПО и вокруг него;
    - распределение собственности других лиц в окрестностях проектируемого объекта (в пределах досягаемости воздействия поражающих факторов аварий на создаваемом ОПО и на судах перевозки СПГ/КПГ);
    - статистические данные по отказам и авариям на аналогичных ОПО.
  3. Работу по сбору данных целесообразно проводить в корреляции с анализом ожидаемых частот возникновения аварий на проектируемом ОПО.

5.2.5 Обоснование критериев приемлемого риска

В Российской Федерации критерии приемлемого риска (за исключением пожарного риска в соответствии с Федеральным законом [21]) законодательно не установлены. Основными

требованиями федеральных документов к проведению анализа риска ОПО являются получение объективной информации о состоянии промышленной безопасности объекта, сведений о наиболее опасных участках ОПО с точки зрения безопасности, обоснованных рекомендаций по уменьшению риска в соответствии с РД 03-418-01 [5]. Поэтому расчетные показатели риска от аварий на проектируемом ОПО должны сравниваться с критериальными значениями, установленными заказчиком.

Если заказчиком эти критерии не определены, то для проектируемых ОПО ПХМТ СПГ/КПГ они устанавливаются в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400 и 5.14 настоящего стандарта.

Идентификация опасностей
1. Идентификация опасностей является важнейшим этапом анализа риска и проводится в соответствии с РД 03-418-01 [5] и положениями настоящего стандарта. Работа выполняется на основе детального анализа технологической и эксплуатационной специфики ОПО и включает:
  - выявление состава опасностей, характерных для проектируемого ОПО, и всех источников опасностей, которые должны быть учтены при проведении анализа риска;
  - выявление всех обращающихся на ОПО опасных веществ;
  - определение реципиентов, которые могут пострадать при реализации опасностей, и характера последствий воздействия на реципиентов;
  - определение путей реализации и возможных физических проявлений опасностей.
2. При выполнении идентификации опасностей рекомендуется использовать следующие качественные методы анализа:
  - метод предварительного анализа опасностей (PHA) (приведен в монографии [13] и ГОСТ Р 51901.1);
  - анализ опасностей и работоспособности (HAZOP) (приведен в МЭК 61882:2001 [14], монографии [15] и ГОСТ Р 51901.11, ГОСТ Р 51901.1);
  - анализ видов отказов и последствий (FMEA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], МЭК 60812:2006 [17] и ГОСТ Р 51901.1);
  - метод перебора аварийных ситуаций WHAT IF («Что будет, если…?») (приведен в монографиях [13], [18]);
  - метод анализа с построением дерева отказов (FTA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], монографии [18] и ГОСТ Р 51901.13, ГОСТ Р 51901.1);
  - метод анализа с построением дерева событий (ETA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], монографии [18] и ГОСТ Р 51901.1);
  - метод причинно-следственного анализа (Cause/Consequence Diagram) (приведен в монографиях [19], [20]);
  - метод контрольных списков (Checklist) (приведен в монографии [18]).
3. Типовые опасности на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ, учитываемые при проведении анализа риска, связаны:
  - с обращением в технологическом оборудовании и трубопроводах опасных веществ – воспламеняющихся и горючих газов и жидкостей (характеристики опасных веществ, обращающихся на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ, представлены в приложении А);
  - работой технологического оборудования и трубопроводов под высоким давлением обращающихся в них веществ.
    
    Указанные опасности реализуются в результате разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов или при предусмотренных проектными решениями регламентированных выбросах опасных веществ в окружающую среду.
    
    По каждому из регламентированных выбросов следует убедиться, что проектными решениями обеспечивается безопасная локализация зон воздействия поражающих факторов, возникающих вследствие выброса (сгорания, взрыва ГВС). При невыполнении данного требования соответствующая опасность должна быть учтена при проведении анализа риска.
4. Опасности, связанные с прямым поражением людей за счет температурного воздействия при проливе криогенных и нестабильных жидкостей при проведении анализа риска, не учитываются.
5. Опасности повреждения оборудования при проливе криогенных жидкостей рассматриваются только, в случае если оборудование, с которым пролитая жидкость войдет в контакт, может быть повреждено или разрушено в результате воздействия низких температур.
6. Основными категориями реципиентов негативного воздействия поражающих факторов аварий являются люди, здания, сооружения, оборудование на ОПО, имущество других лиц и компоненты природной среды.
  
  В отношении людей рассматривается опасность их гибели или травмирования, при этом прежде всего учитываются люди, находящиеся:
  - на промышленной площадке ОПО (персонал ОПО, работающие на объекте сотрудники иных организаций, экипажи грузовых и пассажирских транспортных средств, экипажи судов и т.п.);
  - близлежащей к ОПО территории (жители близлежащих населенных пунктов; сотрудники находящихся в окрестностях ОПО сторонних организаций; случайные люди, оказавшиеся в окрестностях ОПО: случайные прохожие, водители и пассажиры транспортных средств и др.).
    
    Для технологического оборудования, сооружений, зданий проектируемого ОПО учитываются:
  - повреждение оборудования (оборудование не может работать до устранения повреждений);
  - разгерметизация оборудования, содержащего опасные вещества (в результате чего авария может развиваться каскадным образом).
    
    Для имущества других лиц учитывается его уничтожение или повреждение в результате воздействия поражающих факторов аварий.
    
    Для компонентов природной среды учитывается вред, наносимый выбросами и сбросами опасных веществ, а также уничтожение или повреждение указанных компонентов в результате прямого огневого воздействия или воздействия теплового облучения от пожаров.
7. Источники опасности на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ определяются для каждой технологической установки с привязкой к следующим типовым технологическим элементам:
  - технологические трубопроводы с газом под давлением;
  - технологические трубопроводы с нестабильной жидкостью под давлением;
  - технологические трубопроводы со стабильной жидкостью под давлением;
  - технологические трубопроводы с криогенной жидкостью под давлением;
  - технологическое оборудование с газом под давлением;
  - технологическое оборудование с нестабильной жидкостью под давлением;
  - технологическое оборудование со стабильной жидкостью под давлением;
  - технологическое оборудование с криогенной жидкостью при атмосферном давлении;
  - технологическое оборудование со стабильной жидкостью при атмосферном давлении.
    
    Для каждого из этих элементов технологических установок, а также для трубопроводов между установками определяется минимальный размер (эквивалентный диаметр) отверстия разгерметизации, способной привести к возникновению учитываемого последствия для реципиентов. При определении источников опасности учитывается специфика источника опасности и реципиента (состав вещества в разгерметизировавшемся элементе, рабочее давление, местоположение и ориентация отверстия в пространстве, характеристики реципиента).
8. В качестве возможных опасностей должны также рассматриваться экстремальные внешние природные воздействия на ОПО, в том числе приводящие к множественным разгерметизациям оборудования.
9. Опасности падения на ОПО самолета, вертолета, метеорита, а также опасности противоправных воздействий на объект (диверсий и т.п.) заявляются при идентификации опасностей, однако при дальнейшем проведении количественного анализа риска могут не учитываться.

Причины и условия возникновения аварий
1. Принципиально основные условия и причины возникновения аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ аналогичны условиям и причинам возникновения аварий на ОПО добычи и транспорта газа и конденсата, перечисленным в СТО Газпром 2-2.3-351 и СТО Газпром 2-2.3-400 (за исключением тех, которые относятся к газовым и газоконденсатным скважинам):
  - наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т.п., то есть мест с усложненной технологией проведения СМР, ухудшенным контролем качества сварных швов, повышенной концентрацией напряжений;
  - сложная пространственная стержневая конструкция надземных трубопроводов обвязки компрессорных агрегатов в цехах с большим числом жестких и скользящих опор, испытывающая значительные переменные температурные и газодинамические (вибрационные) нагрузки, особенно со стороны нагнетания;
  - повышенная вибрация оборудования и трубопроводов части установок;
  - дефекты изготовления оборудования (в первую очередь фасонных частей и арматуры);
  - погрешности монтажа;
  - недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное выполнение ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, аппаратов;
  - неисправности систем контроля, управления и противоаварийной защиты;
  - неудовлетворительное техническое состояние оборудования, его конструктивные недостатки, физический и моральный износ;
  - недостаточная профессиональная подготовка производственного персонала.
2. Специфическими дополнительными причинами возникновения аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ являются:

значительные изменения температур корпусов ряда аппаратов, емкостей, трубопроводов в ходе эксплуатации, которые могут привести к большим тепловым деформациям, растрескиванию;
конструктивная сложность установки сжижения, затрудняющая проведение контроля качества строительно-монтажных работ и диагностики;

работа части оборудования при высоких давлениях, превышающих типичные давления на объектах транспорта газа (для объектов КПГ).

Характерные сценарии развития аварий и условные вероятности их реализации

Исходным событием при рассмотрении сценариев развития аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ является разгерметизация системы с выбросом природного газа, стабильной жидкости или нестабильной жидкости. Для выбросов газа типовые сценарии развития аварий

(с указанием поражающих факторов аварий) представлены в 5.5.2, для выбросов стабильных жидкостей – в 5.5.3, для выбросов нестабильных жидкостей – в 5.5.4.

При проведении анализа риска могут учитываться не все поражающие факторы аварий, указанные в 5.5.2–5.5.4. В обязательном порядке должны оцениваться последствия теплового воздействия пожаров и воздействия избыточного давления ВВС, возникающей при воспламенении газовоздушного облака. Остальные поражающие факторы должны учитываться в зависимости от обстоятельств исходя из специфики рассматриваемого проекта.

Воздействие поражающих факторов аварии на соседние с аварийным объекты может вызвать ее каскадное развитие. Сценарии каскадного развития аварии представлены в 5.5.6.
Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов с газом высокого давления (обозначенные как сценарии типа А) представлены на рисунке 2.

А.3 Рассеивание без воспламенения

Типовые сценарии

А.2 Образование облака

А.1 Авария (разгерметизация)

А.4 Воспламенение

А.5 Горение

в месте истечения газа (струевое, колонного типа)

Поражающие факторы

Воздушная волна сжатия при разгерметизации

Механическое воздействие осколков

Асфиксия

Воздушная волна сжатия при

воспламенении

Тепловое воздействие вспышечного сгорания

Механическое воздействие осколков

Тепловое воздействие от пламени

Примечание – Курсивом выделены поражающие факторы, которые при проведении анализа риска должны учитываться в обязательном порядке.

Рисунок 2 – Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов с газом высокого давления

Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов со стабильной жидкостью (обозначенные как сценарии типа Б) представлены на рисунке 3. В зависимости от высоты точки разгерметизации пролив может образовываться внутри обвалования либо вне обвалования (последнее возможно

при высоком давлении в сосуде и высоком расположении отверстия разгерметизации). Если пролив образуется вне обвалования, то место расположения лужи разлития должно приниматься в соответствии с расходом пролива (интенсивностью истечения), рельефом местности и шероховатостью поверхности.

Типовые сценарии

почвы, водных объектов

Без последствий

Б.6 Без воспламенения

Б.1

(разгермеN тизация емкости или трубопро вода)

Б.2

ОбразоваN ние лужи разлития

Образование облака паров над лужей

разлития

Б.4

Воспламенение

Б.5 Пожар разлития

Поражающие факторы

Загрязняющее токсическое воздействие жидких углеводородов

на почву, воду

Тепловое воздействие от пламени

Рисунок 3 – Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при повреждении или разрушении технологического оборудования

и трубопроводов с горючей стабильной жидкостью

Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов с нестабильной жидкостью (обозначенные как сценарии типа В) разделяются на подтипы (см. рисунок 4):

без воспламенения;
с мгновенным воспламенением паров над лужей разлития;
с задержанным воспламенением взрывопожароопасного облака.

При разгерметизации сосуда с нестабильной жидкостью учитывают, на каком уровне возникло отверстие разгерметизации – выше или ниже уровня жидкости в сосуде. В случае если отверстие разгерметизации расположено выше уровня жидкости, то рассматриваются сценарии, представленные на рисунке 2, если ниже уровня – то сценарии, представленные на рисунке 4.

В зависимости от высоты точки разгерметизации пролив может образовываться внутри обвалования либо вне обвалования (последнее возможно при высоком давлении в сосуде и высоком расположении отверстия разгерметизации). Если пролив образуется вне обвалования, то место расположения и размеры лужи разлития должны определяться в соответствии с расходом пролива (интенсивностью истечения), рельефом местности, шероховатостью поверхности, составом пролитой жидкости и температурой окружающей среды.

Типовые сценарии

В.2 Лужа разлития

В.4 Рассеивание без воспламенения

В.3 Образование облака
В.3 Образование облака

В.1 Авария (разгерметизация)

Поражающие факторы

Воздушная волна сжатия при разгерметизации

Механическое воздействие осколков

Температурное воздействие

Асфиксия

а) типовая последовательность событий без воспламенения облака

Рисунок 4, лист 1 – Типовые сценарии развития аварий и поражающие факторы при повреждении или разрушении технологического оборудования и трубопроводов с горючей нестабильной жидкостью

Взрывоопасное облако формируется в месте истечения нестабильной жидкости (мгновенное вскипание при падении давления при истечении) и над лужей разлития (испарение пролитой жидкости). Пожар разлития происходит над лужей разлития.

Реализация того или иного конкретного сценария в конкретных условиях определяется рядом факторов. В таблице 2 приведены факторы, существенно влияющие на сценарии развития аварий и на состав основных поражающих факторов аварий с пожаром и взрывом.

Различные комбинации указанных в таблице 2 факторов и других важных влияющих факторов, таких как метеорологические характеристики (скорость и направление ветра, устойчивость атмосферы, температура окружающей среды), факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и временем срабатывания (перекрытия) отсечной запорной арматуры, факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и временем срабатывания штатных средств пожаротушения, аварийной вентиляции, других пассивных и активных средств защиты, определяют протекание аварии по различным сценариям, количество которых может быть очень велико.

Построение и анализ различных сценариев аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ рекомендуется выполнять с помощью таких методов, как метод анализа дерева событий (ETA) (приведен в МЭК 60300-3-9 (1995) [16], монографии [18] и ГОСТ Р 51901.1), метод анализа диаграмм при-

чин-последствий (приведен в монографиях [19], [20]).

После получения первичного, как правило, большого набора возможных сценариев развития аварии необходимо произвести процедуру селекции сценариев с целью выбора наиболее

Типовые сценарии

В.4 Воспламенение

В.1 Авария (разгерметизация)

В.5 Струевое горение

В.2 Лужа разлития

В.3 Пожар разлития

Поражающие факторы

Воздушная волна сжатия при разгерметизации

Механическое воздействие осколков

Тепловое воздействие от пламени

Температурное воздействие

Тепловое воздействие от пламени

б) типовая последовательность событий с мгновенным воспламенением паров над лужей разлития

Типовые сценарии

В.1 Авария (разгерметизация)

В.2 Лужа разлития

В.3

Образование

В.4

ВосплаN

В.5

ПожарN

В.6 Струевое

В.7 Пожар разлития

Поражающие факторы

Воздушная волна сжатия при разгерметизации

Механическое воздействие осколков

Температурное воздействие

Асфиксия Воздушная волна сжатия при воспламенении

Тепловое воздействие пожараNвспышки

Механическое воздействие осколков

Тепловое воздействие от пламени

Тепловое воздействие от пламени

в) типовая последовательность событий с задержанным воспламенением облака

Рисунок 4, лист 2

характерных и существенных сценариев, которые на последующих этапах анализа риска будут рассматриваться в качестве основных расчетных сценариев. Процедуру отбора сценариев рекомендуется проводить с использованием подходов, изложенных в Методическом руководстве [22].

В результате воздействия поражающих факторов аварии возможно разрушение (с разгерметизацией) другого оборудования и ее каскадное развитие.

Примечание – Все наиболее тяжелые по последствиям известные аварии на объектах со сжиженными газами протекали по каскадному сценарию.

Таблица 2 – Факторы, оказывающие существенное влияние на сценарии развития аварий и на состав основных поражающих факторов аварий

Типовые сценарии

Фактор, определяющий сценарий и состав основных поражающих факторов

Характер влияния

Все типовые сценарии

Наличие источников зажигания.

Возможность воспламенения

в отсутствие источников зажигания

Определяет вероятность протекания аварии по сценарию

«с воспламенением» или «без воспламенения»

Аварии с истечением газа

или истечением нестабильной жидкости

Загроможденность пространства, в котором происходит сгорание газовоздушного облака

Определяет величину избыточного давления, возникающую при сгорании облака

Аварии с истечением нестабильной жидкости

Расположение места разгерметизации в технологической системе относительно уровня жидкости

Определяет возможность образования пролива

Аварии с истечением газа высокого давления

Наличие торможения высокоскоростной струи газа на механических препятствиях

Определяет возможность/невозможность формирования взрывоопасного облака (эжекция воздуха в высокоскоростную струю газа приводит к его разбавлению до уровней ниже НКПВ

и не позволяет формироваться взрывоопасному облаку)

При проведении анализа риска эксплуатации объектов ПХМТ СПГ/КПГ для каждой аварии должны быть рассмотрены возможность ее каскадного развития, сценарии такого ее развития (с помощью метода анализа дерева событий) и масштабы возникающих при этом ущербов.

Схема каскадного развития аварии представлена на рисунке 5.

Возможность или невозможность возникновения вторичной аварии (разрушения технологического объекта с выбросом горючих/взрывоопасных веществ под воздействием поражающих факторов конкретной (первичной) аварии) определяется на основе анализа конструкции этого оборудования, значений технологических параметров обращающихся в нем веществ и данных по величине и продолжительности воздействия на него поражающих факторов первичной аварии.

Типичными причинами возникновения вторичных аварий на объектах ПХМТ СПГ и КПГ являются:

при воздействии теплового потока от пожара на оборудование под давлением либо на несущие конструкции:

а) нагрев;

б) потеря прочности материала;

Первичная авария

факторов

Отказ средств управления и контроля

Ошибки проектиN рования

НесвоевреN менное реаN гирование

или или

Разрушение оборудования

Изменение рабочих характеристик веществ, обращающихся

в технологическом оборудовании (давление температура и т.д.)

Изменение прочностных характеристик конструкционN

ных материалов

Нарушение работы средств управления

и контроля технологическим

процессом

Нарушение работы средств локализации и ликвидации

аварии

Разгерметизация

Вторичная авария

Рисунок 5 – Схема каскадного развития аварии

в) разрушение под действием существующих нагрузок (внутреннего давления либо внешних нагрузок);

при воздействии воздушной волны сжатия на технологическое оборудование: а) деформация;

б) взаимные удары элементов;

в) возбуждение колебаний конструкций, приводящее к разрушению;
при воздействии разлетающихся фрагментов на соседнее оборудование – прямое повреждение оборудования (например, повреждение соседнего баллона в хранилище КПГ, состоящем из множества плотно скомпонованных баллонов высокого давления).

Развитие вторичной аварии по сценарию с истечением горючего вещества без мгновенного воспламенения весьма маловероятно, поэтому при анализе риска рассматриваются только те сценарии вторичных аварий с разгерметизацией, которые предусматривают мгновенное воспламенение истекающего горючего вещества.

Вторичные аварии, возникающие в результате нагрева оборудования под давлением или несущей конструкции при пожаре, происходят с запаздыванием по времени относительно первичной аварии (длительность промежутка времени между первичной и вторичной авариями

оценивается исходя из специфики проектных решений). При оценке последствий таких аварий следует считать, что при первичной аварии:

система управления получила информацию о возникновении первичной аварии (от автоматических средств, от инициированных людьми тревожных кнопок, получена команда диспетчера) и инициировала перевод технологической системы в безопасное состояние (например, путем перекрытия отсечных клапанов между установками и открытия клапанов сброса давления на факельную систему и т.п.);
система оповещения была инициирована, персонал оповещен и эвакуируется, пожарные оповещены и действуют в соответствии с планом локализации аварий.

При оценке ущерба от вторичных аварий должно быть учтено изменение в распределении людей по площадке, а также изменение технологических параметров веществ (снижение давления) и массы вещества (в оборудовании), происходящие за промежуток времени между первичной и вторичной авариями.

При оценке последствий вторичных аварий, возникающих сразу же после первичных (когда разгерметизация вызвана непосредственно действием волны сжатия или осколков оборудования первичной аварии), следует принимать, что распределение людей и объемов выброса не изменяется.

Сценарии развития аварий, особенно вторичных аварий, должны быть конкретизированы применительно к каждой установке и каждому трубопроводу. При этом необходимо учитывать совокупность факторов, препятствующих реализации той или иной ветви сценария, а именно:
- расстояние между объектами;
- логику работы системы аварийной остановки, время ее срабатывания, размещение и время срабатывания отсекающих клапанов между установками/узлами установок;
- логику и скорость срабатывания системы сброса давления из технологической системы;
- наличие дренажа для сбора проливов опасных веществ;
- наличие на объекте системы обнаружения загазованности и системы обнаружения возгорания;
- наличие, возможности и время срабатывания системы контроля источников возгорания;
- наличие системы аварийного обеспечения энергией и аварийного освещения;
- наличие средств пассивной пожарной защиты на установках и трубопроводах;
- наличие и функциональные характеристики системы пожаротушения на объекте и на каждой установке.
Характеристики наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного (по последствиям) сценариев аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ, входящие в число основных показателей риска (см. 4.2.1), должны включать:
- описание исходного события и его развития с указанием причинно-следственных связей и конкретных условий, определяющих протекание аварии (конкретного места возникновения первичной аварии на технологической установке или трубопроводе, размеров отверстия разгерметизации, расположения и времени срабатывания отсечных устройств, скорости и направления ветра и др.);
- ожидаемую частоту реализации сценария, рассчитанную через ожидаемую частоту возникновения аварии (исходного нежелательного события) и условную вероятность реализации сценария (см. 5.5.9–5.5.16);
- размеры и локализацию зон потенциального поражения людей; при этом в случае каскадного развития аварии следует указывать характеристики зон поражения как от первичной, так и от вторичной аварии;
- ущерб, связанный с гибелью и травмированием людей (допускается представлять в натуральных показателях);
- ущерб, связанный с уничтожением/повреждением имущества на ОПО и имущества других лиц (допускается представлять в натуральных показателях);
- ущерб от недопоставки продукции в результате уничтожения/повреждения оборудования (допускается представлять в натуральных показателях).
Для каждого принятого к расчету сценария (расчетного сценария) аварии на том или ином технологическом элементе m анализируемого ОПО ПХМТ СПГ/КПГ должна быть определена условная вероятность реализации этого сценария при условии возникновения аварии, т.е. исходного нежелательного события (обозначаемого как событие А) – разгерметизации элемента.

При этом принимается, что:

i
- каждый расчетный сценарий С (m)
аварии на технологическом элементе m представляет

собой последовательность событий, начиная с исходного, и в конечном итоге каждому сценарию соответствует своя зона негативного воздействия доминирующего поражающего фактора аварии, характеризующаяся определенной локализацией и размерами;

Примечание – Условная вероятность реализации сценария (зоны негативного воздействия) рассчитывается в общем случае как произведение условных (при условии реализации всех предыдущих событий) и безусловных вероятностей (или относительных частот реализации) событий, составляющих сценарий аварии.

(m)
- сформированная совокупность расчетных сценариев {С i
  
  } аварии на каждом техно-
  
  логическом элементе m должна представлять собой полную группу несовместных событий, т.е. должно соблюдаться равенство
  
  (1)
  
  где I(m) – общее количество расчетных сценариев аварии на технологическом элементе m;
  
  (m)
  
  (m)
  
  P(С i
  
  | A) – условная вероятность реализации расчетного сценария С i
  
  при возникно-
  
  вении аварии (исходного события А) на технологическом элементе m.
В общем случае в расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий, связанных с истечением в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при разгерметизации технологических элементов ОПО ПХМТ СПГ/КПГ, должны участвовать:
- условная вероятность реализации отверстия разгерметизации заданного размера, определяющего интенсивность истечения продукта в окружающую среду (указанная условная вероятность оценивается только в том случае, если ожидаемая частота разгерметизации анализируемого технологического элемента не дифференцирована по размерам эквивалентного отверстия разгерметизации – см. 5.6.3.3);
- условная вероятность мгновенного (сразу после разгерметизации) воспламенения или невоспламенения истекающего продукта (паров продукта);
- условная вероятность срабатывания средств локализации аварии (в том числе средств, перечисленных в 5.5.7);
- вероятность реализации заданного набора метеорологических параметров в месте аварии.
Для различных типовых технологических элементов, перечисленных в 5.3.8, перечни необходимых для расчета условных вероятностей (относительных частот) промежуточных событий различаются в зависимости от типа и размещения технологического элемента, вида и термодинамических параметров состояния опасного вещества, обращающегося в технологическом элементе, т.е. параметров, определяющих принадлежность расчетного сценария к одному из типов А, Б, В, описанных в 5.5.2–5.5.5.
При расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий на подземных технологических трубопроводах и сосудах с газом под давлением (сценариев типа А) рекомендуется кроме вероятностей, указанных в 5.5.10, учитывать:
- условную вероятность истечения газа в виде свободной (-ых) высокоскоростной (-ых) струи (-й) или в виде низкоскоростного (заторможенного) шлейфа газа из грунтового котлована (зависит от связности и плотности грунта, в котором расположен трубопровод или сосуд);
- условную вероятность срабатывания отсечных устройств, прекращающих приток газа к аварийному элементу.
При расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий на надземных и наземных технологических трубопроводах, сосудах, аппаратах, агрегатах с газом под давлением (сценариев типа А) рекомендуется кроме вероятностей, указанных в 5.5.10, 5.5.12, учитывать условную вероятность истечения газа в виде свободной (-ых) высокоскоростной (-ых) струи (-й) или в виде низкоскоростного (заторможенного) шлейфа газа (зависит от близости и геометрии расположения соседнего технологического оборудования и сооружений, которые могут тормозить струю (-и) истекающего газа, образуя загроможденное пространство).
При расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий на технологических трубопроводах, резервуарах, другом оборудовании со стабильной жидкостью (сценариев типа Б) необходимо кроме вероятностей, указанных в 5.5.10, учитывать условную вероятность попадания истекающего продукта за пределы обвалования (зависит от высоты расположения и размеров эквивалентного отверстия разгерметизации).
При расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий на технологических трубопроводах, резервуарах, другом оборудовании с нестабильной жидкостью (сценариев типа В) необходимо кроме вероятностей, указанных в 5.5.10, 5.5.14, учитывать:
- условные вероятности достижения распространяющимся в атмосфере взрывопожароопасным паровым облаком заданных точек территории;
- условную вероятность задержанного воспламенения взрывопожароопасного парового облака, достигшего своих максимальных размеров, от источников зажигания, которые могут оказаться в пределах облака.
  
  Условная вероятность достижения заданной точки территории взрывопожароопасным облаком определяется взаимным расположением источника выброса, источников зажигания и заданной точки и характером рассеивания и переноса в атмосфере паров истекающего продукта. Для определения указанной условной вероятности (при заданной интенсивности и продолжительности истечения продукта и заданной шероховатости подстилающей поверхности) необходимо учитывать:
- вероятности (относительные частоты) реализации метеорологических условий (скорости и направления ветра, температуры окружающей среды, класса устойчивости атмосферы), влияющих на размеры и локализацию (направление дрейфа) облака;
- вероятность встречи облака с источником (-ами) зажигания.
При расчете принимается, что облако под действием ветра не может распространяться дальше первого встретившегося на его пути действующего источника зажигания с достаточной для воспламенения облака энергией.

При расчете условной вероятности задержанного воспламенения взрывопожароопасного парового облака следует учитывать вероятность появления источника зажигания в пределах облака и вероятность зажигания им парового облака, зависящую от энергии источника.
Условную вероятность реализации сценария каскадного развития аварии следует рассчитывать через условные вероятности реализации промежуточных событий, приводящих к воздействию поражающих факторов аварии на ранее разгерметизировавшемся технологическом элементе на очередной технологический элемент, содержащий взрывопожароопасный продукт.

Оценка ожидаемых частот (вероятностей) возникновения аварий
1. Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот разгерметизации на технологических элементах ОПО ПХМТ СПГ/КПГ производится на основе анализа статистических данных по количеству, частоте и причинам аварий на объектах, аналогичных ОПО ПХМТ СПГ/КПГ. В ряде случаев для уточнения результатов используются построение деревьев отказов и анализ этих деревьев.
2. При проведении анализа риска для ОПО ПХМТ СПГ/КПГ количественная оценка, в том числе оценка ожидаемой частоты аварий, проводится только для тех элементов технологического оборудования и трубопроводов, в которых опасные вещества обращаются либо постоянно, либо с определенной периодичностью.
  
  Риск, связанный с авариями на линиях сброса давления/продукции (на факелы, свечи и т.п.), количественно не оценивается, поскольку периодичность работы этих линий на этапе проектирования неизвестна.
  
  Примечание – Линии сброса продукции/давления рассматриваются с точки зрения вероятности возникновения аварий только на предмет того, что они:
  - обеспечивают высокую надежность работы клапанов сброса давления (на требование);
  - не допускают ситуаций, снижающих их пропускную способность либо вообще не позволяющих выполнить сброс давления (образование жидкостных, гидратных, ледяных пробок, переполнение сепараторов и др.);
  - обладают достаточной защищенностью от воздействия поражающих факторов аварии (сохранение работоспособности после воздействия поражающих факторов аварий);
  - обеспечивают такие условия, что образующееся при проведении сброса на свечу взрывопожароопасное облако не может достигнуть источников зажигания и тепловые потоки при воспламенении выброса не создадут угрозы людям и не приведут к каскадному развитию аварии;
  - не создают опасных ситуаций в результате накопления и пролива горючих жидкостей с попаданием на площадки и оборудование, не предназначенные для этого (контакт с источником зажигания, испарение с образованием взрывоопасного облака вблизи источника зажигания).
  разом:
  
  Анализ проектных решений по линиям сброса давления/продукции проводится следующим об-
  - проверяется, что в проектной документации соответствующий вопрос рассмотрен;
  - проводится анализ состава возможных опасных событий на линиях сброса методом HAZOP;
  при этом рассматриваются все возможные виды выбросов при различных технологических условиях, совокупность одновременно возникающих выбросов, специфика протекания выброса при различных внешних условиях (температура, снежный покров, обледенение и т.п.);
  
  проводятся расчеты с определением размера зоны загазованности, оценивается возможность недопустимого нагрева клапанов на линиях сброса в зонах воздействия теплового излучения от возможных пожаров, оценивается устойчивость конструкции линий сброса к воздействию избыточного давления при возможных взрывах.
  
  Все выводы, полученные при этом анализе, представляются в документации по анализу риска.
3. Оценка частоты возникновения первичных аварий
  1. Частоты возникновения первичных аварий с разгерметизацией определяются на основе анализа статистической информации. Рекомендуется использовать статистические данные по отказам и авариям из следующих баз данных и справочников:
    - справочника данных по надежности морских объектов OREDA [23];
    - базы данных Центра по безопасности химических процессов Американского общества инженеров-химиков (США) по надежности технологического оборудования (Руководство по базе данных [24]);
    - базы данных Форума по разведке и добыче нефти и газа по утечкам и воспламенениям углеводородов (документ [25]);
    - базы данных Службы регистрации крупных опасных инцидентов MHIDAS (Major Hazard Incident Data Service), сопровождаемой компанией AEA Technology по заказу Министерства охраны здоровья и безопасности (Великобритания) (Руководство по базе данных [26]);
    - базы данных по выбросам углеводородов (HCRD – Hydrocarbon Releases Database) Министерства охраны здоровья и безопасности (Великобритания) (Руководство по базе данных [27]).
    При оценке частоты возникновения первичных аварий с разгерметизацией не учитывается влияние на нее частот отказов элементов систем управления технологическим процессом или элементов системы контроля за превышением давления и сброса давления (оба вида отказов могут приводить к выходу технологических параметров за допустимые пределы).
  2. При проведении анализа риска принимается, что первичные аварии (разгерметизации трубопроводов и оборудования) происходят независимо и два или более факта разгерметизации технологических элементов самопроизвольно (как первичные аварии) не могут
    
    произойти одновременно. То есть каждый сценарий первичной аварии рассматривается отдельно с присущей ему вероятностью возникновения.
  3. При оценке частоты аварий на трубопроводах учитывается, что в их состав входят трубы и запорная арматура.
    
    Ожидаемая частота fтр аварий на трубопроводе (без учета аварий на запорной арматуре) определяется по формуле
    
    (2)
    
    где тр – удельная частота аварий, шт./(м·год);
    
    Lтр – длина трубопровода, м.
    
    Указанные удельные частоты аварий тр различаются для отверстий разгерметизации
    
    (эквивалентных по площади сечения образовавшимся трещинам) с различными диаметрами и определяются раздельно.
    
    Примечание – Принимается, что длина трещины на трубе не может превышать 25 % от диаметра трубы, ширина трещины не превышает 2 или 3 мм, а место разгерметизации равновероятно распределено вдоль длины трубы.
    
    Для получения итоговой частоты аварий на трубопроводе к полученной частоте fтр добавляются частоты разгерметизации запорной арматуры (при этом учитывается количество кра-
    
    нов, клапанов, задвижек на трубопроводе). Принимается, что итоговая частота разгерметизации равномерно распределена по длине трубопровода.
  4. Оценка ожидаемой частоты разгерметизации технологического оборудования выполняется с предварительной группировкой оборудования по типам (емкости, колонны, компрессоры и т.п.) и по диаметру эквивалентного отверстия разгерметизации. Статистические данные по частоте аварий корректируются по данным поставщика/производителя оборудования.
  5. При наличии отдельных статистических данных по частотам разгерметизации трубопроводов и оборудования, работающих при криогенных температурах и работающих при нормальных температурах, соответствующие ожидаемые частоты аварий оцениваются отдельно.
  6. В случае нетиповых технологических элементов базовые статистические данные по частоте аварий на оборудовании должны корректироваться с учетом специфики конструкции, условий эксплуатации оборудования и т.д. При этом рекомендуется сравнивать деревья отказов для типового и для рассматриваемого нетипового оборудования и скорректировать частоту аварий на основе экспертных оценок.
    
    При отсутствии статистических данных можно использовать справочные данные по частотам отказов и аварий, приведенные в приложении Б, OREDA [23], Руководствах по базам данных [24], [25], [26], [27].
  7. При оценке ожидаемых частот возникновения первичных аварий на ОПО необходимо учитывать частоту возникновения экстремальных природных воздействий (землетрясений, цунами и др.), характерную для региона размещения ОПО, как дополнительную составляющую ожидаемой частоты аварий.

5.5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения вторичных аварий при каскадных сценариях

Ожидаемая частота возникновения вторичной аварии на некотором технологическом элементе n определяется через ожидаемую частоту реализации сценария первичной аварии, поражающие факторы которого воздействуют на окружающие (соседние с аварийным) технологические элементы (в том числе n), и условную вероятность разрушения технологического элемента n под действием указанных поражающих факторов по формуле

(3)

2

где f (n)

f (m)
- ожидаемая частота вторичной аварии на технологическом элементе n;
  
  A1 – ожидаемая частота первичной аварии на технологическом элементе m;
  
  (m)
  
  P(Сi(m)|A1(m)) – условная вероятность реализации расчетного сценария Сi
  
  (m)
  
  первичной
  
  аварии A1
  
  на технологическом элементе m, при котором имеет место воздействие поражающих
  
  факторов на окружающие (соседние с аварийным) технологические элементы, в том числе n;
  
  (n)
  
  (m)
  
  (m)
  
  P(A2
  
  |A1 Сi
  
  ) – условная вероятность разрушения соседнего с аварийным техноло-
  
  гического элемента n при условии воздействия на него поражающих факторов первичной аварии на технологическом элементе m.
  
  Примечание – Например, ожидаемая частота каскадной аварии, приводящей к пожару на резервуаре дизельного топлива, рассчитывается как произведение трех величин:
  - частоты разгерметизации (первичной аварии) трубопровода сырьевого газа, расположенного вблизи резервуара;
  - условной вероятности реализации сценария указанной первичной аварии с возникновением горящей струи газа, направленной на резервуар;
  - условной вероятности разрушения этого резервуара при условии реализации описанного сценария первичной аварии на трубопроводе.
Прямое использование статистических данных для оценки частот возникновения вторичных аварий недопустимо.

При оценке частоты реализации вторичных аварий должна учитываться вся совокупность решений по обеспечению безопасности проектируемого ОПО, включающая:
- разбиение промышленной площадки на функциональные зоны и учет ширины коридоров, разделяющих эти зоны и технологические элементы внутри зон;
- наличие и функциональные характеристики следующих систем: а) системы контроля за технологическими параметрами;
б) аварийной остановки;

в) сброса давления (на факелы, свечи);

г) дренажа при проливах опасных веществ; д) обнаружения загазованности;

е) обнаружения возгорания (пламени, дыма); ж) контроля источников возгорания;

з) аварийного оповещения;

и) аварийного обеспечения энергией и аварийного освещения; к) пассивной системы пожарной защиты;

л) активной системы пожарной защиты (система пожаротушения);
- регламент поведения персонала при сигнале тревоги;
- регламент действий пожарных при тревоге.
Оценка ожидаемых частот возникновения аварий выполняется при проведении анализа риска на каждой стадии проектирования (ходатайства о намерениях, обосновании инвестиций, проекта), но с различной детальностью. В полном объеме анализ ожидаемых частот проводится только на стадии разработки проектной документации.

Оценка зон негативного воздействия поражающих факторов аварий
1. Поражающие факторы, возникающие при различных типовых сценариях аварий на объектах ПХМТ СПГ/КПГ, указаны в 5.5. Алгоритм расчета пространственных распределений поражающих факторов (зон негативного воздействия) для каждого расчетного сценария аварии имеет пошаговый характер.
  
  Cледует, как правило, предусматривать следующие расчетные шаги:
  - для сценариев аварий на оборудовании и трубопроводах с газом под давлением (сценариев типа А):
  а) расчет интенсивности истечения (массового расхода) газа через отверстие разгерметизации вкупе с расчетом продолжительности истечения и массы выброшенного газа;
  
  б) расчет избыточного давления на фронте волны сжатия, возникающей при расширении выбрасываемого газа;
  
  в) расчет разлета осколков разрушенных оборудования или трубопроводов и фрагментов грунта (для подземных элементов);
  
  г) расчет зоны загазованности (для сценариев без мгновенного воспламенения газовоздушной смеси);
  
  д) расчет геометрических параметров и излучающей способности пламени пожара (для сценариев с воспламенением газовоздушной смеси);
  
  е) расчет распределения тепловых потоков излучения от пламени пожара (для сценариев с воспламенением газовоздушной смеси);
  
  ж) расчет избыточного давления на фронте волны сжатия, возникающей при дефлаграционном сгорании газовоздушной смеси;
  
  для сценариев аварий на оборудовании и трубопроводах со стабильной жидкостью под давлением (сценариев типа Б):
  
  а) расчет интенсивности истечения (массового расхода) жидкости через отверстие разгерметизации вкупе с расчетом продолжительности истечения и массы выброшенной жидкости;
  
  б) расчет разлета осколков разрушенных оборудования или трубопроводов и фрагментов грунта (для подземных элементов);
  
  в) расчет размеров лужи разлития; г) расчет испарения лужи разлития;
  
  д) расчет геометрических параметров и излучающей способности пламени пожара (для сценариев с воспламенением паровоздушной смеси над лужей разлития);
  
  ж) расчет распределения тепловых потоков излучения от пламени пожара (для сценариев с воспламенением паровоздушной смеси);
  
  е) расчет избыточного давления на фронте волны сжатия, возникающей при дефлаграционном сгорании паровоздушной смеси;
  
  для сценариев аварий на оборудовании и трубопроводах с нестабильной жидкостью под давлением (сценарии типа В):
  
  а) расчет интенсивности истечения (массового расхода) нестабильного флюида через отверстие разгерметизации вкупе с расчетом продолжительности истечения и массы выброшенного флюида;
  
  б) расчет разлета осколков разрушенных оборудования или трубопроводов и фрагментов грунта (для подземных элементов);
  
  в) расчет размеров лужи разлития;
  
  г) расчет испарения (кипения) лужи разлития;
  
  д) расчет геометрических параметров и излучающей способности пламени пожара (для сценариев с воспламенением паровоздушной смеси над лужей разлития);
  
  е) расчет распределения тепловых потоков излучения от пламени пожара (для сценариев с воспламенением паровоздушной смеси);
  
  ж) расчет рассеивания и распространения взрывопожароопасного облака тяжелого газа, сформировавшегося в результате испарения с поверхности лужи разлития нестабильной жидкости (для сценариев без мгновенного воспламенения паровоздушной смеси);
  
  з) расчет избыточного давления на фронте волны сжатия, возникающей при дефлаграционном сгорании паровоздушной смеси.
  
  На каждом шаге расчета должны использоваться адекватные математические модели (далее – модели), учитывающие существенные параметры процесса.
2. Настоящий стандарт не накладывает ограничений на использование моделей. При расчетах могут использоваться любые модели, для которых показана их адекватность путем сравнения результатов расчетов с результатами расчетов по другим моделям или с данными экспериментов. Минимальные требования к составу факторов, учитываемых моделями, установлены в приложении В.

Для расчетов параметров аварийных выбросов опасных веществ и пространственных распределений поражающих факторов аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ могут быть использованы методики и модели, представленные в СТО Газпром 2-2.3-400 (приложения Г, Д, Е, Ж). Специальных требований на программное обеспечение, реализующее ту или иную мо-

дель, не накладывается. Однако при представлении результатов расчетов обязательно должны быть выполнены два следующих требования.

Первое требование: должны быть указаны модели, которые использовались для проведения расчетов. При этом для использованных моделей, которые не входят в число рекомендованных российскими нормативными документами и не нашли широкого применения в России, должна быть приведена информация:

о назначении модели;
составе факторов, которые модель учитывает;
ссылки на работы с детальным описанием модели и анализом ее адекватности (сравнение с экспериментальными или расчетными данными).

Отступление от этого требования допускается только для моделей и методик, реализованных в лицензионных программных средствах, получивших широкое распространение на мировом рынке (таких программных продуктах, как Phast (DNV), Effects, RiskCurves (TNO), Fred, Shepherd, SCOPE (Shell) и ряде других). В этом случае допускается ограничиться ссылкой на используемый для расчетов программный продукт.

Второе требование: для всех используемых моделей и методик (независимо от того, используется для расчетов коммерчески распространяемое сертифицированное программное обеспечение или несертифицированный программный продукт) должны быть приведены результаты расчета вместе с использованными для расчетов исходными данными.

Примечание – Данное требование обусловлено необходимостью проверки представленных результатов расчетов на предмет отсутствия ошибок при программировании моделей и задании исходных данных.
пространственного распределения поражающих факторов аварии (зон негативного воздействия поражающих факторов) при заданном сценарии аварии;

состава и количества реципиентов, попавших в указанные зоны, с учетом характеристик уязвимости реципиентов от поражающих факторов.

Оценку количества пострадавших от аварии людей (в том числе погибших и раненых) рекомендуется выполнять через предварительный расчет зон потенциального поражения (см. определение ЗПП в 3.1.10), представляющих собой территориальные распределения вокруг места аварии условной вероятности гибели человека при воздействии на него заданных поражающих факторов аварии.

При этом условную вероятность Pгиб гибели человека в заданной точке территории с коор-

динатами (х, y) при условии воздействия заданного поражающего фактора в этой точке рекомендуется определять через функцию нормального распределения, аргументом которой является

пробит-функция Pr для соответствующего поражающего фактора, отражающая специфику и определяющая критерий негативного (поражающего) воздействия этого фактора на организм человека:

(4)

(5)

где а, b – эмпирические коэффициенты, зависящие от вида негативного воздействия и восприимчивости к нему людей;

Dчел – экспериментально установленная функция физической характеристики конкрет-

ного поражающего фактора (например, тепловая доза, зависящая от теплового потока и времени его воздействия на человека).

Для оценки по формулам (4), (5) вероятности гибели человека от поражающих факторов, характерных для аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ (тепловой радиации, воздушной волны сжатия, загазованности, разлета осколков), допускается использовать любые верифицированные пробит-функции (соответствующие перечисленным поражающим факторам и среднестатистическим возрастным и физиологическим параметрам человека), в том числе приведенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400.

После расчета в различных точках территории условных вероятностей поражения от различных поражающих факторов, характерных для рассматриваемого сценария аварии, и построения соответствующих ЗПП, внешне ограниченных изолиниями условных вероятностей поражения, равных 0,01 (1 %), следует определить общую ЗПП, являющуюся объединением зон поражения, создаваемых каждым отдельным поражающим фактором аварии (наибольшая по размерам ЗПП поглощает меньшие зоны, поскольку «реципиента невозможно убить дважды»). В полученной общей ЗПП площадью S1 определяется количество пострадавших

Nпстр, в том числе погибших Nгиб и раненых Nр, по формулам

(6)

(7)

(8)

где д(x, y) – функция, описывающая территориальное распределение людей в пределах общей ЗПП;

Примечание – Рекомендуется учитывать возможные изменения территориального распределения людей в течение суток, а также в зависимости от складывающейся на объекте ситуации. Но для консервативной оценки последствий аварии допускается принимать это распределение соответствующим наибольшей по численности рабочей смене объекта.

vуяз(x, y) – коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся от

нуля (человек неуязвим) до единицы (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия).
При оценке количества пострадавших от каскадных аварий ЗПП от первичной аварии следует учитывать в любом случае, а ЗПП от вторичной аварии – только в том случае, если интервал времени между первичной и вторичной авариями не достаточен для выхода людей из ЗПП вторичной аварии (см. 5.5.6).

При оценке степени повреждения и количества поврежденных (уничтоженных) элементов имущества (зданий, сооружений, технологического оборудования) при воздействии различных поражающих факторов аварии рекомендуется использовать характеристические и дозовые критерии поражающего воздействия.

Характеристический критерий задается путем указания пороговых (верхнего и нижнего) значений основной физической характеристики рассматриваемого поражающего фактора (например, избыточного давления воздушной волны сжатия), соответствующих той или иной степени повреждения элемента имущества данного вида (согласно принятой шкале степеней повреждения, которая может включать такие качественные степени повреждения, как «незначительное повреждение», «среднее повреждение», «сильное повреждение», «полное разрушение»), как показано в таблице 3.

Таблица 3 – Критерии поражающего воздействия и принятые степени повреждения элементов имущества (зданий, сооружений, оборудования, транспортных средств)

Поражающий фактор	Тип критерия поражающего воздействия	Диапазон значений характеристики поражающего воздействия, соответствующий одной из 4 степеней повреждения*	Cтепень повреждения имущества
Разлет осколков	Характеристический критерий – Моск = mоск/mим – соотношение массы ос- колка mоск и массы mим поражаемого элемента имущества		(1) Незначительное повреждение
			(2) Среднее повреждение
			(3) Сильное повреждение
			(4) Полное разрушение
Воздушная волна сжатия (ВВС)	Характеристический критерий – избыточное давление на фронте ВВС ΔPф, Па		(1) Незначительное повреждение
			(2) Среднее повреждение
			(3) Сильное повреждение
			(4) Полное разрушение
Тепловая радиация	Характеристический критерий – удельный тепловой поток q, Вт/м2		(1) Незначительное повреждение
			(2) Среднее повреждение
			(3) Сильное повреждение
			(4) Полное разрушение
*Верхний числовой индекс (1, 2, 3 или 4) в пороговых значениях характеристики поражающего фак- тора соответствует номеру степени повреждения в крайней правой графе таблицы. Нижние индексы «н» и «в» означают соответственно нижнее и верхнее пороговые значения характеристики поражающего фактора.

Конкретные пороговые значения характеристик каждого поражающего фактора, соответствующие определенной (одной из четырех) степени повреждения, должны быть заданы для каждого конкретного вида зданий, сооружений, оборудования, транспортных средств. При этом можно использовать соответствующие критерии, приведенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400, но также допускается применять и другие критерии, адекватные для рассматриваемых элементов имущества, с указанием ссылки на источник данных.

Характеристические критерии рекомендуется использовать в сочетании с построением зон негативного воздействия поражающих факторов, представляющих собой совокупность изолиний заданных значений (в том числе пороговых значений) физической характеристики этого поражающего фактора (см. 5.7). При этом количество элементов имущества того или иного вида, получивших определенную степень повреждения, оценивается путем простого подсчета элементов имущества рассматриваемого вида, расположенных между изолиниями, соответствующими нижнему и верхнему пороговым значениям физической характеристики рассматриваемого поражающего фактора, отвечающим за данную степень повреждения.

Дозовый критерий задается путем указания диапазона изменения дозы (функции физической характеристики поражающего фактора и времени его воздействия на элемент имущества), соответствующего той или иной степени повреждения имущества (в соответствии с принятой шкалой степеней повреждения). Дозовые критерии рекомендуется использовать при рассмотрении воздействия теплового излучения на имущество, изготовленное в основном из негорючих материалов, в сочетании с построением «зон полученных доз» в виде изолиний тепловых доз. При этом количество элементов имущества того или иного вида, получивших определенную степень повреждения от теплового воздействия, оценивается аналогично тому, как это делается в случае использования характеристического критерия. В расчетах можно применять дозовые критерии, приведенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400, однако также допускается использовать и другие критерии, адекватные для рассматриваемых элементов имущества, с указанием ссылки на источник данных.

Итоговое для каждого рассматриваемого расчетного сценария количество поврежденных элементов имущества каждого вида, предназначенное к дальнейшему использованию при расчете ущерба в стоимостном выражении, определяется как максимальное из полученных по каждому поражающему фактору количеств поврежденных имущественных элементов.

При оценке вреда компонентам природной среды от аварий на ОПО ПХМТ СПГ/КПГ в качестве реципиентов негативного воздействия следует рассматривать растительность (древесную и травянистую), атмосферу, почвы, водные объекты.

Основными поражающими факторами аварий, обусловливающими возникновение критичных негативных последствий для компонентов природной среды, следует считать:

для растительности – тепловое излучение от пожаров;
атмосферы – загрязнение выбросами углеводородных газов и продуктами сгорания;
почвы – тепловое излучение от пожаров и загрязнение сбросами углеводородных и других токсичных жидкостей;
водных объектов – загрязнение сбросами углеводородных и других токсичных жидкостей.

В качестве критериев поражающего термического воздействия от пожаров в отношении растительности и почв допускается применять следующие простые характеристические критерии, приведенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400:
для древесной растительности – пороговый удельный тепловой поток qлес = 7·103 Вт/м2; при этом считается, что на всей территории, где q  qлес, древесная растительность выгорает или повреждается до степени прекращения роста;
травянистой растительности (в том числе сельхозкультур) – пороговый удельный теп-

ловой поток qтрав = 5·103 Вт/м2; при этом считается, что на всей территории, где q  qтрав, травянистая растительность полностью погибает;
почв – пороговый удельный тепловой поток qпочв = 3,5·104 Вт/м2; при этом считается, что на всей территории, где q  qпочв, почва полностью и необратимо теряет плодородные свойства.

Допускается использовать и другие критерии для оценки последствий теплового воздействия, адекватные для рассматриваемых компонентов природной среды, с указанием ссылки на источник данных.

При оценке вреда атмосфере следует учитывать количество и токсичность веществ, выбрасываемых в окружающую среду при аварии либо образующихся при их сгорании. Масса аварийного выброса газа (без воспламенения) складывается из массы газа, находившегося в разгерметизировавшемся технологическом оборудовании или трубопроводе между отсечными кранами, и массы газа, закачанного в этот объем (аварийную секцию) из смежных технологических систем за время от момента разгерметизации до перекрытия отсечных кранов. В случае воспламенения выбрасываемого вещества выход продуктов сгорания следует считать таким же, как при сжигании этого вещества на факеле (состав и количество образующихся при сгорании на факеле загрязняющих веществ определяются по соответствующим методикам). При горении высокотемпературного теплоносителя выход продуктов сгорания принимается, как у нефти.

При оценке вреда почвам и водным объектам при аварийных разливах жидких продуктов (например, конденсата, метанола, ГСМ, высокотемпературного теплоносителя) учитываются токсичность выброшенной жидкости и ее количество, определяющее размер лужи разлития на почве или воде. Общая масса пролива определяется массой жидкости между отсечными кранами (задвижками), массой жидкости, попавшей в этот объем (аварийную секцию) из смежных технологических систем за время от момента разгерметизации до закрытия кранов (задвижек), высотным профилем соединяющихся трубопроводов и сосудов, а также высотой, на которой возникло отверстие разгерметизации. При оценке размеров лужи разлития должна быть учтена специфика пролива (наличие обвалования, рельеф местности и т.п.). При проливе стабильной горючей жидкости на воду с последующим возгоранием принимается, что сгорает 50 % пролитого вещества, а остальные 50 % не сгорают. При проливе жидких нестабильных продуктов и отсутствии воспламенения считается, что они полностью испаряются.
социально-экономический ущерб;
прямой ущерб производству;
ущерб имуществу других (третьих) лиц;
экологический ущерб;
затраты на локализацию, ликвидацию и расследование аварии;
ущерб от недопоставки продукции.
работников ОПО (основной персонал, подрядчики, сотрудники федеральных органов

и др.);

населения в окрестностях этого ОПО.

Для данных категорий могут существенно различаться размеры компенсационных вы-

плат пострадавшим (для персонала ОПО они, как правило, выше, чем для населения).

Для каждой из указанных категорий сумма ущерба складывается из затрат на компенсацию и проведение мероприятий в отношении погибших и соответствующих затрат в отношении травмированных.

Затраты, связанные с гибелью людей, следует оценивать как произведение количества погибших при данном сценарии аварии на сумму законодательно установленных (принимаемых осредненными для одного среднестатистического работника ОПО или представителя населения) выплат: выплат на погребение, выплат в связи с потерей кормильца, включая пенсии иждивенцам в семьях погибших, а также единовременных компенсационных выплат родственникам погибших.

Затраты, связанные с травмированием людей, следует определять как произведение количества раненых при данном сценарии аварии на сумму следующих (принимаемых осредненными для одного среднестатистического работника ОПО или представителя населения) выплат: пособия по временной нетрудоспособности, пенсии по инвалидности, выплат на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию.

Общий социально-экономический ущерб от реализации рассматриваемого расчетного сценария рассчитывается как сумма всех вышеуказанных затрат в отношении работников ОПО и населения.

Рекомендуемые к применению расчетные методики для оценки социально-экономического ущерба изложены в РД 03-496-02 [28], СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400.

Прямой ущерб производству на ОПО (ущерб имуществу владельца ОПО) Yпр, руб.,

связан с уничтожением или повреждением основных фондов и товарно-материальных ценностей на площадке ОПО в результате реализации конкретного сценария аварии. Данный ущерб определяется как восстановительная стоимость принадлежащего владельцу ОПО имущества (зданий, сооружений, технологического оборудования, транспортных средств) уничтоженного/поврежденного при аварии за вычетом его износа, а также стоимость уничтоженных сырья и продукции.

При оценке ущерба имуществу и восстановительной стоимости имущества необходимо учитывать характер и степень повреждения (разрушения). Допускается применение различных методик оценки восстановительной стоимости. Существенным требованием при этом является использование единого подхода к расчету последствий всех рассматриваемых аварий для всех элементов имущества проектируемого ОПО. Методика, использованная для проведения расчетов, должна быть описана вместе с результатами расчетов либо должны быть представлены ссылки на публикации с описанием этой методики.

Один из рекомендуемых для применения подходов изложен в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400, в которых для характеристики повреждения имущества принята единая четырехступенчатая шкала степеней повреждения (см. таблицу 4), в которой каждой ступени соответствует определенный размер затрат на восстановление поврежденного элемента имущества (например, оборудования), выраженный в процентах от стоимости создания нового элемента имущества.

Таблица 4 – Принятая шкала степеней повреждения имущества и соответствующие затраты на его восстановление

Степень повреждения элемента имущества	Размер восстановительной стоимости поврежденного элемента имущества, % от стоимости создания нового элемента имущества
Полное разрушение	100+20*
Сильное повреждение	70
Среднее повреждение	40
Слабое повреждение	10
* Дополнительно (20 %) учитываются расходы на демонтаж полностью разрушенного элемента иму- щества.

Фактическая степень повреждения зависит от вида элемента имущества, на который имело место воздействие поражающих факторов, и интенсивности этого воздействия. Восстановительная стоимость включает расходы на демонтаж разрушенного имущества, обследование (диагностику) поврежденного имущества, ремонт и замену поврежденных частей или полное восстановление уничтоженного имущества. В качестве стоимости создания нового элемента имущества следует принимать стоимости, указываемые в проекте. В случае отсутствия в проектной документации данных по стоимости отдельных элементов имущества (технологических установок, зданий, сооружений и т.п.) при представлении результатов расчета ущербов допускается (по согласованию с заказчиком) ограничиваться указанием только соответствующих процентов повреждения для каждого вида имущества (то есть представлять ущерб в натуральных показателях).

Ущерб имуществу других (третьих) лиц Yдр-л, руб., определяется как стоимость вос-

становления уничтоженных и поврежденных в результате реализации конкретного сценария аварии зданий, сооружений, инженерных коммуникаций (за вычетом их износа) вкупе со стоимостью уничтоженных продукции и сырья, принадлежащих третьим лицам. Оценку ущерба допускается выполнять по аналогии с тем, как изложено в 5.9.3, на основании результатов расчета (на предыдущем этапе анализа риска) количества поврежденных и уничтоженных компонентов имущества третьих лиц и данных по среднестатистическим стоимостям движимого и недвижимого имущества, аналогичного рассматриваемому, при анализе данного расчетного сценария аварии.

Примечание – Для целей обязательного страхования гражданской ответственности владельца ОПО за причинение вреда в результате аварии следует выделить отдельно ущерб имуществу физических лиц и ущерб имуществу юридических лиц с указанием количества тех и других лиц.
Ущерб природной среде (экологический ущерб) Yэкол, руб., связан с загрязнением атмосферы, водных ресурсов, почвы, уничтожением лесных массивов, других компонентов

природной среды в результате реализации конкретного сценария аварии. Экологический ущерб оценивается на основе:
- результатов расчета площадей поврежденных/уничтоженных тепловым излучением от пожаров лесных угодий, сельхозкультур, плодородных почв, результатов расчета объемов выбросов/сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду;
- соответствующих данных по действующим ставкам платежей за повреждение/уничтожение лесных насаждений, сельхозкультур, плодородных почв и за сверхнормативные выбросы и сбросы.

В случае попадания в водные объекты жидких продуктов (конденсата, ГСМ, высокотемпературного теплоносителя) дополнительно должна быть учтена стоимость работ по их сбору.

При сбросе жидких продуктов на территорию дополнительно должна быть учтена стоимость их сбора и рекультивации территории.

Для оценки экологического ущерба можно использовать соответствующие методики, изложенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400.

По согласованию с заказчиком в отдельных случаях этот вид ущерба допускается исчислять в натуральных показателях (то есть, указывая объемы выбросов/сбросов, площадей зон загрязнения почв, вод, площадей поврежденных пожаром лесных угодий, сельскохозяйственных угодий и т.п.).

Затраты на локализацию, ликвидацию и расследование причин аварии Yла, руб.,

при реализации рассматриваемого расчетного сценария допускается принимать равными 10 % от суммы прямого ущерба производству и ущерба имуществу третьих лиц, рассчитанных в рамках рассмотрения этого же сценария аварии (в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400).
Ущерб от недопоставок продукции Yндп, руб., возникающих в результате уничто-

жения/повреждения технологического оборудования ОПО при реализации рассматриваемого расчетного сценария аварии, определяется по формуле

(9)

где Мj – объем недопоставки вида продукции j, т, рассчитанный в соответствии с Г.4;

sj – закладываемая в расчет экономических показателей стоимость 1 т вида продукции j,

руб./т.

По согласованию с заказчиком этот вид ущерба может исчисляться в натуральных по-

казателях (т) либо в процентах от объема годового производства.

При оценке ущерба от недопоставки продукции объемы штрафов за срыв договорных обязательств не учитываются.
Полный ущерб Yi(m) при реализации рассматриваемого расчетного сценария i

(номер сценария) аварии на рассматриваемом технологическом элементе m (номер элемента) ОПО определяется как сумма всех составляющих ущерба, описанных в 5.9.2–5.9.7 (при условии, что все они рассчитаны в денежном выражении – руб.), по формуле

(10)
После расчета ущербов для всех I расчетных сценариев аварии на рассматриваемом технологическом элементе m следует рассчитать ожидаемый ущерб от аварии на этом элементе с учетом условных вероятностей реализации указанных сценариев как математическое ожидание

(11)

i

где Y (m)

i
- полный ущерб при реализации расчетного сценария C (m)
аварии на технологи-

ческом элементе m ОПО;

(m)

(m)

Pi(Ci

|A) – условная вероятность реализации расчетного сценария Ci

аварии на тех-

нологическом элементе m;

I – общее количество расчетных сценариев аварии на рассматриваемом технологическом элементе m.

Расчет потенциального, индивидуального, коллективного, социального и экономического рисков от аварий
1. Потенциальный риск Rpot, 1/год, в данной точке территории в рамках настоящего
  
  стандарта трактуется как ожидаемая частота гибели человека (со среднестатистическими возрастными и физиологическими параметрами) в этой точке в результате воздействия совокупности поражающих факторов всех расчетных сценариев аварий на проектируемом ОПО при гипотетическом условии постоянного нахождения человека в рассматриваемой точке территории.
  
  Потенциальный риск в рассматриваемой точке E территории с координатами (x, y) рассчитывается на основании рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 5.6), условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (см. 5.5), зон потенциального поражения (см. 5.8) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на технологических элементах проектируемого ОПО по общей формуле
  
  (12)
  
  где fm – ожидаемая частота аварий на технологическом элементе m ОПО;
  
  P (im)
  
  гиб – условная вероятность гибели человека в рассматриваемой точке E(x, y) территории в результате реализации сценария аварии А на технологическом элементе m ОПО;
  
  i
  
  P(C (m)
  
  i
  
  |A) – условная вероятность реализации сценария C (m)
  
  аварии А на технологиче-
  
  ском элементе m ОПО.
  
  После расчета значений потенциального риска в различных точках промышленной площадки ОПО и территории, прилегающей к ОПО, рекомендуется выполнить построение на плане местности поля риска в виде изолиний потенциального риска.
2. Индивидуальный риск Rind, 1/год, в рамках настоящего стандарта трактуется как частота гибели представителя выделенной категории людей (а не конкретного индивидуума)
  
  в результате воздействия совокупности поражающих факторов аварий с учетом показателей жизнедеятельности этой категории людей (доли времени нахождения в рассматриваемой точке за выбранный период времени, особенностей физиологического восприятия негативного воздействия поражающих факторов, адекватности действий при чрезвычайных ситуациях, наличия и эффективности систем защиты от соответствующего поражающего фактора и т.д.).
  
  Расчет индивидуального риска выполняется для представителей различных категорий (групп) работников ОПО (например, рабочих, офисных работников, администрации) и для представителей различных групп населения вокруг ОПО: жителей населенных пунктов, водителей и пассажиров транспортных средств, работников других организаций. При выделении для расчетных целей различных категорий людей (по уязвимости) следует прежде всего руководствоваться различиями в режиме пребывания людей на рассматриваемой территории и различиями в степени их защиты от поражающих факторов аварий (например, следует учитывать, находятся люди в основном в помещениях или на открытом воздухе).
  
  Расчет индивидуального риска осуществляется на основе рассчитанного территориального распределения потенциального риска с учетом пространственно-временных распределений выделенных категорий персонала ОПО и групп населения в расчетной области и степени уязвимости указанных групп людей, зависящей от защитных свойств укрытий или СИЗ. Индивидуальный риск для человека из выделенной группы в точке Е(x, y) определяется по формуле
  
  (13)
  
  где vуяз(x, y) – коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помещения (укрытия) или СИЗ в точке E(x, y) (см. 5.8.3);
  
  преб(x, y) – доля времени пребывания человека в точке E(x, y) в течение календарного
  
  года.
  
  Значения vуяз(x, y)и преб(x, y) определяются не для каждого конкретного индивидуума,
  
  а как среднее значение по рассматриваемой группе (категории) персонала или населения.
  
  Для оценки среднего индивидуального риска для представителей ряда типовых групп персонала и населения рекомендуется использовать подходы, изложенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400.
3. Коллективный риск Rcol, чел./год, определяется как ожидаемое количество по-
  
  гибших в результате возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО как на площадке ОПО, так и на территории, примыкающей к ОПО.
  
  Коллективный риск следует рассчитывать отдельно для каждой из выделенных групп (категорий) персонала и населения, внутри каждой из которых индивидуумы характеризуются
  
  примерно одинаковыми параметрами, такими как доля времени преб пребывания на определенной территории и характеристики средств защиты (укрытий), отображаемые коэффициен-
  
  том vуяз.
  
  Коллективный риск для группы людей допускается рассчитывать либо путем произведения среднего индивидуального риска по группе на количество людей в ней, либо на основе территориального распределения потенциального риска в пределах территории размещения группы (площадью S (км2)) с учетом плотности (x, y) размещения людей при усредненных по данной группе параметрах преб и vуяз по формуле
  
  (14)
  
  где Rcol – коллективный риск на территории S, чел./год;
  
  преб – доля времени (в году) пребывания группы людей на территории S;
  
  (x, y) – плотность размещения людей на территории S, чел./км2.
  
  Примечание – Рекомендуется учитывать возможные различия в значениях функции (x, y) в дневное и ночное время суток в отношении (прежде всего) персонала ОПО. Но для консервативной оценки коллективного риска допускается принимать территориальную плотность размещения людей соответствующей наибольшей по численности рабочей смене на ОПО.
  
  Для оценки коллективного риска для ряда типовых групп персонала и населения рекомендуется использовать подходы, изложенные в СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400. Общий коллективный риск от аварий на ОПО определяется как сумма значений коллективного риска по всем рассмотренным местам размещения различных групп людей на пло-
  
  щадке ОПО и прилегающей к ОПО территории.
4. Социальный риск рассчитывается в виде зависимости частоты F событий (обусловленных возможными авариями на ОПО при наличии людей в опасной зоне), при которых погибает не менее N человек, от этого числа N.
  
  Расчет частоты F для каждого заданного значения количества погибших N выполняется
  
  im
  
  путем суммирования частот f (Nim)
  
  возникновения событий C
  
  (Nim), при которых могут погибнуть
  
  Nim человек и каждое из которых есть конъюнкция двух событий: реализации сценария аварии на технологическом элементе m ОПО и пребывания людей в ЗПП от превалирующего поражающего фактора соответствующего сценария, по формуле
  
  (15)
  
  где Njm – ожидаемое количество погибших при реализации события C(Nim), вычисляемое
  
  (m)
  
  для каждого сценария Ci
  
  аварии в соответствии с 5.8 (полученные при расчетах нецелочис-
  
  ленные значения Nijm округляют по стандартным математическим правилам);
  
  im
  
  z – функция «единица – ноль», принимающая значение 1 при Njm  N и 0 при Nim < N; f (Nim) – частота реализации события C(Nim), 1/год, вычисляемая по формуле
  
  (16)
  
  (m)
  
  где fm, P(Ci
  
  |A), преб – параметры, определенные в 5.5, 5.6, 5.8.
  
  Последовательно задавая с определенным интервалом целочисленные значения N, рассчитывают соответствующие им значения F и строят F/N-кривую в прямоугольной системе координат (по оси ординат – F, по оси абсцисс – N) в линейной или логарифмической шкале.
5. Экономический риск (F/G-кривая) рассчитывается по аналогии с расчетом социального риска (F/N-кривой), но вместо количества людей N в расчете используется ущерб имуществу (Yпр или Yдр-л)1). Экономический риск рекомендуется рассчитывать отдельно по ущербу
  
  имуществу владельца ОПО Yпр и ущербу имуществу других (третьих) лиц Yдр-л.
  
  аварий
Расчет ожидаемого годового ущерба от аварий с учетом частоты возникновения
1. Ожидаемый годовой ущерб от аварий на ОПО yОПО, руб./год, определяется как
  
  математическое ожидание ущерба от возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО. Рассчитывается с учетом оцененных ранее ожидаемых частот аварий на различных технологических элементах проектируемого ОПО и ожидаемых ущербов от этих аварий по формуле
  
  (17)
  
  где Ym – ожидаемый ущерб от аварии на технологическом элементе m ОПО, руб., рассчитанный в соответствии с 5.9;
  
  fm – ожидаемая частота возникновения аварии на технологическом элементе m ОПО, 1/год.
  
  Если какие-либо виды ущерба оценены только в натуральных показателях, то данные виды ущерба в суммировании не участвуют и ожидаемое годовое значение по этим видам ущерба приводится в натуральных показателях.
  5.13 Определение перечня наиболее опасных составляющих опасного производственного объекта
  
  5.13.1 По результатам проведенного анализа риска следует определить перечень наиболее опасных составляющих (технологических элементов) проектируемого ОПО.
  
  В качестве наиболее опасных составляющих следует выделять:

Данные предложения и решения должны быть направлены на снижение значений показателей риска, в том числе на уменьшение максимально возможного количества пострадавших от возможных аварий на проектируемом ОПО.

Указанные предложения по изменению проектных решений с целью снижения риска (меры по снижению риска) должны быть проанализированы с применением принципа ALARP 1), предусматривающего оценку этих мер с точки зрения баланса затрат на их реализацию, с одной стороны, и предотвращенного в результате их реализации ущерба от аварий и инцидентов, с другой стороны, в соответствии с приложением В ГОСТ Р МЭК 61508-5.

Реализация части предложений, перечисленных в 5.16.1, потребует пересмотра проектных решений (доработки, принятия дополнительных решений). В этом случае необходимо повторное проведение анализа риска (уже с учетом измененных решений) с выполнением в конце анализа сравнения вновь полученных значений риска с критериями приемлемого риска.

1) ALARP – аббревиатура, расшифровываемая как as low as reasonably practicable («настолько низко, насколько это разумно и практично». Смысл принципа в том, что риск следует снижать настолько, чтобы стоимость его снижения не превышала достигаемый выигрыш в безопасности).

Примечание – Такой итерационный процесс анализа риска является необходимым элементом процедуры управления риском при проектировании и позиционирует процедуру анализа риска в качестве инструмента поддержки принятия решений.
Часть предложений по дополнительному снижению уровня риска может быть учтена при разработке рабочей документации или на этапе разработки регламентов и инструкций для создаваемого ОПО.
На основе полученных в рамках анализа риска результатов оценки максимально возможного количества пострадавших от возможных аварий на проектируемом ОПО и других показателей риска ОПО должны быть разработаны предложения по значениям страховых сумм в подготавливаемом к заключению договоре обязательного страхования гражданской ответственности в соответствии с законодательством Российской Федерации об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте (Федеральные законы [30], [31]1)).

Приложение А

(справочное)

Характеристики опасных веществ, обращающихся на объектах сжиженного и компримированного природного газа

А.1 Характеристики метана, этана, пропана, бутана, обращающихся на объектах СПГ ОАО «Газпром», представлены в таблице А.1.

А.2 Характеристики масла турбинного, дизельного топлива, нестабильного конденсата, стабильного конденсата принимают в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-400.

А.3 Характеристики теплоносителя (высокотемпературного теплоносителя) принимают в соответствии с данными поставщика.

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Таблица А.1 – Характеристики этана, пропана, бутана

Наименование параметра	Метан	Этан	Пропан	Бутан
Общие сведения
Эмпирическая формула	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
Молекулярная масса, кг/кмоль	16,04	30,07	44,09	58,123
Агрегатное состояние при стандартных условиях	Газообразное	Газообразное	Газообразное	Газообразное
Внешний вид при стандартных условиях	Бесцветный газ	Бесцветный газ	Бесцветный газ	Бесцветный газ
Запах	Без запаха	Без запаха	Без запаха	Без запаха
Плотность газа при 20 С и давлении 101,3 кПа, кг/м3	0,668	1,263	1,872	2,7
Температура кипения при давлении 101,3 кПа, °С	–161	–88,63	–42,1	–0,5
Растворимость в воде при 25 °С	Не растворим	Не растворим	Не растворим	Не растворим
Реакционная способность	Растворим в органических растворителях (этаноле, эфире, четыреххлористом углероде, в углеводородах). При обычных температурах химически инертен. При высоких полностью сгорает, образуя диоксид углерода и воду	При обычных температурах химически инертен. При высоких полностью сгорает, образуя диоксид углерода и воду
Физико-химические свойства
Класс опасности в воздухе рабочей зоны	4	4	4	4
ПДКм.р в воздухе рабочей зоны, мг/м3	7000	900	900	900
ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3	50	50	50	200

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

Окончание табли цы А.1

Наименование параметра	Метан	Этан	Пропан	Бутан
Воздействие на людей	Является сильнейшим наркотиком, однако в связи с ничтожной растворимостью его в воде и крови для наркотического эффекта необходимы высокие концентрации в воздухе, чтобы создались опасные концентрации в крови, поэтому относится к малоопасным веществам. Вызывает раздражение слизистых оболочек глаза, конъюнктивиты. При сильных отравлениях – пневмония, потеря сознания	Малоопасное вещество. Вызывает раздражение слизистых оболочек глаза, конъюнктивиты. При сильных отравлениях – пневмония, потеря сознания
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести	Горючий газ	Горючий газ	Горючий газ	Горючий газ
Температура самовоспламенения, °С	535	515	470	405
Концентрационные пределы распространения пламени в воздухе, % об.	5,28–14,1	2,9–15,0	2,3–9,4	1,8–9,1
Минимальная энергия зажигания в воздухе, мДж	0,28	0,24	0,25	0,25
Нормальная скорость распространения пламени при 25 °С, м/с	0,338	0,476	0,39	0,45
Максимальное давление взрыва, кПа	706	675	843	843
Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, % об.	Диоксида углерода – 24; азота – 37; водяного пара – 29; аргона – 51; четыреххлористого углерода – 13	Диоксида углерода – 34; азота – 46;	Диоксида углерода – 32; азота – 45	Диоксида углерода – 29; азота – 41
Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5	Т1	Т1	Т1	Т1
Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330.11	IIA	IIA	IIA	IIA

Приложение Б

(справочное)

Справочные данные по показателям надежности и частотам возникновения аварий на оборудовании и трубопроводах объектов сжиженного

и компримированного природного газа

Б.1 Справочные данные по частоте возникновения утечек на оборудовании и трубопроводах объектов сжиженного природного газа приведены в таблицах Б.1–Б.9.

Таблица Б.1 – Частоты утечек из технологического оборудования по монографии [32]

Оборудование	Частота возникновения утечек (случаев на единицу оборудования в год)
Оборудование	эквивалентный диаметр отверстия  1 мм	эквивалентный диаметр отверстия  50 мм
Стальные трубы (2) – на 1 м	5,7·10-5	0
Стальные трубы (6) – на 1 м	2,0·10-5	7,7·10-8
Стальные трубы (18) – на 1 м	1,1·10-5	4,2·10-8
Фланцевое соединение (2)	3,2·10-5	0
Фланцевое соединение (6)	4,3·10-5	3,6·10-7
Фланцевое соединение (18)	1,2·10-4	1,1·10-6
Клапан с ручным управлением (2)	1,4·10-5	0
Клапан с ручным управлением (6)	4,8·10-5	4,9·10-7
Клапан с ручным управлением (18)	2,2·10-4	2,3·10-6
Клапан с приводом (не на трубопроводе) (6)	2,6·10-4	1,9·10-6
Контрольно-измерительный прибор	2,3·10-4	0
Технологический сосуд	5,0·10-4	1,1·10-4
Центробежный насос	1,8·10-3	2,4·10-5
Поршневой насос	3,7·10-3	5,2·10-4
Центробежный компрессор	2,0·10-3	2,0·10-6
Поршневой компрессор	2,7·10-2	1,1·10-5
Теплообменник (оболочковый)	1,4·10-3	1,3·10-4
Теплообменник (труба в трубе)	1,0·10-3	4,9·10-5
Теплообменник (пластинчатый)	6,0·10-3	3,6·10-4
Теплообменник (с воздушным охлаждением)	1,2·10-3	6,9·10-5
Фильтр	8,9·10-4	6,4·10-6

Таблица Б.2 – Частоты разгерметизации хранилищ, работающих при атмосферном давлении согласно Методическим рекомендациям [33] (частоты даны для хранилищ с технологической трубной обвязкой)

Тип оборудования	Мгновенный выброс всего объема в окружающую среду, 1/год	Мгновенный выброс всего объема во внешнюю оболочку, 1/год	Длительный выброс в окружающую среду через отверстие диаметром 10 мм, 1/год	Длительный выброс во вторичную оболочку через отверстие диаметром 10 мм, 1/год
Однооболочечное хранилище 1)	5·10-6	–	1·10-4	–
Хранилище с внешней защитной оболочкой 2)	5·10-7	5·10-7	–	1·10-4
Хранилище с двумя оболочками 3)	1,25·10-8	5·10-8	–	1·10-4
Полностью замкнутое хранилище 4)	1·10-8	–	–	–
Хранилище мембранного типа 5)	См. сноску 8)	–	–	–
Заглубленное хранилище 6)	–	1·10-8	–	–
Подземное хранилище 7)	1·10-8	–	–	–
Криогенные хранилища	Аналогично хранилищам при температуре окружающей среды
Имеется одна оболочка, предназначенная для хранения жидкости. Вторая (внешняя) оболочка может присутствовать, однако она обеспечивает защиту только от воздействия окружающей среды и при разрушении внутренней оболочки не может удерживать ни газ, ни жидкость. Имеется внутренняя оболочка для хранения жидкости и внешняя защитная оболочка, обеспечиваю- Имеется первичная оболочка для жидкости и внешняя оболочка. Внешняя оболочка может удержи- Имеются внутренняя и внешняя оболочки. Внешняя оболочка обеспечивает удержание пролитой Имеется внутренняя и внешняя оболочки. Внутренняя оболочка не самоподдерживающаяся Уровень жидкости в хранилище находится ниже уровня земли. Хранилище полностью закрыто грунтом, уровень жидкости находится ниже уровня земли. Частоту разгерметизации хранилища мембранного типа, определяемую прочностью внешней оболочки, следует оценивать с использованием данных по другим типам хранилищ, работающих при атмосферном давлении. щая удерживание жидкости при утечке из внутренней оболочки, но не обеспечивающая удержание газа. Внешняя оболочка не обеспечивает защиту от внешних воздействий (взрыва, воздействия разлетающихся обломков и термического воздействия). вать пролитую жидкость и защищать от различных внешних воздействий, таких как взрывы (избыточное давление 0,3 бар длительностью 300 мс), воздействие разлетающихся обломков и термическое воздействие, однако не предусматривает удержание газа (паров). жидкости и пара и защищает от различных внешних воздействий, таких как взрывы (избыточное давление 0,3 бар длительностью 300 мс), воздействие разлетающихся обломков и термическое воздействие. (опирается на внешнюю оболочку), содержит жидкость и ее пары. Внешняя оболочка обеспечивает удержание пролитой жидкости и управляемый сброс паров, в случае если внутренняя оболочка разрушается.

Таблица Б.3 – Частоты разгерметизации сосудов под давлением согласно Методическим рекомендациям [33] (частоты даны для хранилищ с технологической трубной обвязкой)

Тип оборудования	Мгновенное разрушение, 1/год	Непрерывный выброс, отверстие диаметром 10 мм, 1/год
Сосуды под давлением	5·10-7	1·10-5
Технологические сосуды	5·10-6	1·10-4
Примечания Частоты учитывают коррозию, усталостные явления от вибрации и внешние воздействия. Частота понижается, если при изготовлении сосуда использованы специальные технические решения, обеспечивающие снижение аварийности, однако частота разгерметизации (обоих видов) не может быть ниже 1·10-7 1/год. Частота разгерметизации повышается, если для сосуда обычные условия обеспечения целостности не выполняются либо если имеются другие обстоятельства, приводящие к повышению частоты. Если внешние воздействия не могут быть исключены, то значение частоты мгновенного разрушения увеличивается на величину 5·10-6 1/год.

Таблица Б.4 – Частоты разгерметизации трубопроводов согласно Методическим рекомендациям [33]

Внутренний диаметр трубопровода	Разрыв на полное сечение. Истечение из двух концов разорвавшейся трубы, 1/(год·м)	Утечка. Истечение через отверстие с эффективным диаметром 10 % от номинального диаметра трубы, но не больше 50 мм, 1/(год·м)
Менее 75 мм	1·10-6	5·10-6
От 75 мм до 150 мм	3·10-7	2·10-6
Более 150 мм	1·10-7	5·10-7
Примечания Частоты приведены для технологических трубопроводов, не подверженных интенсивной вибрации, не работающих в агрессивной среде, при отсутствии эрозии, не подверженных циклическим тепловым нагрузкам. При наличии указанных факторов частота повышается в 3–10 раз в зависимости от специфики условий. Разгерметизация на фланцевых соединениях добавляется к разгерметизациям на трубопроводах. Одно фланцевое соединение по частоте разгерметизации приравнивается к 10 м трубопровода. Длина трубопровода не менее 10 м. При меньшей длине она считается равной 10 м.

Таблица Б.5 – Частоты разгерметизации насосов согласно Методическим рекомендациям [33]

Тип насоса	Катастрофическое разрушение с эффективным диаметром отверстия, равным диаметру наибольшего трубопровода, 1/год	Утечка через отверстие с номинальным диаметром 10 % от диаметра наибольшего трубопровода, 1/год
Насосы без дополнительного оборудования	1·10-4 (1/год)	5,0·10-4 (1/год)
Насосы в стальном корпусе	5·10-5 (1/год)	2,5·10-4 (1/год)
Экранированные насосы	1·10-5 (1/год)	5,0·10-5 (1/год)

Таблица Б.6 – Частоты разгерметизации теплообменников согласно Методическим рекомендациям [33]

Особенности конструкции теплообменника

Мгновенный выброс всего содержимого, 1/год

Мгновенное разрушение одной трубы с истечением содержимого их обоих концов разрыва, 1/год

Утечка через отверстие

с эффективным диаметром 10 % от номинального диаметра; максимальный эффективный диаметр отверстия – 50 мм, 1/год

Опасное вещество находится вне труб (в кожухе)

5·10-5

–

Опасное вещество в трубах. Давление во внешнем кожухе выше давления в трубах

1·10-5

1·10-3

1·10-2

Опасное вещество в трубах. Давление во внешнем кожухе ниже давления в трубах

1·10-6

–

Таблица Б.7 – Частоты разгерметизации на устройствах сброса давления согласно Методическим рекомендациям [33]

Тип	Выброс с максимальным возможным расходом через устройство, 1/год
Устройство сброса давления	2·10-5

Таблица Б.8 – Частоты разгерметизации для судов и загрузочных рукавов согласно Методическим рекомендациям [33]

Судно

Полный разрыв загрузочного рукава, истечение с обеих сторон разрыва

Утечка на загрузочном рукаве через отверстие

с эффективным диаметром 10 % от номинального диаметра; максимальный эффективный диаметр отверстия – 50 мм

Крупная утечка продукта в окружающую среду. Танкер с двойной стенкой, утечка 75 м3 за 1800 с

Малая утечка продукта в окружающую среду. Танкер с двойной стенкой, утечка 20 м3 за 1800 с

Однокорпусный танкер

6·10-5

(на одну загрузку)

6·10-4

(на одну загрузку)

0,1·f0

0,2·f0

Двухкорпусный танкер

6·10-5

(на одну загрузку)

6·10-4

(на одну загрузку)

0,006·f0

0,0015·f0

Окончание табли цы Б.8

Судно

Полный разрыв загрузочного рукава, истечение с обеих сторон разрыва

Утечка на загрузочном рукаве через отверстие

с эффективным диаметром 10 % от номинального диаметра; максимальный эффективный диаметр отверстия – 50 мм

Крупная утечка продукта в окружающую среду. Танкер с двойной стенкой, утечка 75 м3 за 1800 с

Малая утечка продукта в окружающую среду. Танкер с двойной стенкой, утечка 20 м3 за 1800 с

Танкер для перевозки охлажденных грузов (включая груз при криогенной температуре)

6·10-5

(на одну загрузку)

6·10-4

(на одну загрузку)

0,025·f0

0,00012·f0

Примечание – Базовая частота аварий f0 равняется 6,7·10-11·T·t·N, где T – общее количество судов в год, осуществляющее движение по гавани, t – средняя продолжительность операции загрузкиразгрузки судна (в ч), N – общее количество перевалок груза в год.

Таблица Б.9 – Вероятность воспламенения взрывоопасного облака в течение 1 мин от разных источников согласно Методическим рекомендациям [33]

Тип источника	Источник воспламенения	Условная вероятность воспламенения
Точечный источник	Смежная технологическая установка	0,5
	Факел	1,0
	Печь (наружная)	0,9
	Печь (внутренняя)	0,45
	Бойлер (наружный)	0,45
	Бойлер (внутренний)	0,23
Линейный источник	Высоковольтный кабель (на 100 м)	0,2
	Автомобиль, неэлектрофицированная железная дорога	0,4
	Электрофицированная железная дорога	0,814
	Судно	0,5
Источник в населенных пунктах	Домостроение (на человека)	0,01
Источник в населенных пунктах	Офисы (на человека)	0,01

Б.2 Данные по ожидаемым частотам возникновения утечек на оборудовании и трубопроводах сжатого природного газа следует принимать в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351, СТО Газпром 2-2.3-400.

Приложение В

(обязательное)

Требования к моделям расчета поражающих факторов аварий (расчет интенсивности истечения и общих объемов выбрасываемых

продуктов при разгерметизации оборудования, пространственно-временного распределения опасных веществ, физических параметров поражающих факторов аварий)

В.1 На настоящий момент разработано значительное количество моделей для расчетов поражающих факторов аварий, имеющих различную сложность, степень апробации, юридический статус. Настоящий стандарт не накладывает ограничений на использование моделей. Разрешается использовать различные модели, для которых:

сравнение результатов расчетов с другими моделями и с данными экспериментов показало наличие адекватного соответствия;
учитываются факторы, существенным образом влияющие на результаты расчетов, и указанные в В.2;
имеется достаточный объем исходных данных для проведения расчетов.

Отсутствие ограничений на используемые модели требует, чтобы при представлении результатов расчетов указывались модели, которые использовались при проведении расчетов. Для моделей, которые не являются рекомендованными для использования в России (нормативными документами) и которые не нашли широкого применения в России (по факту), должны быть приведены:
краткая информация о факторах, учитываемых моделью;
ссылки на работы с детальным описанием модели и анализом ее адекватности (сравнение с экспериментальными данными или результатами расчетов по другим моделям);

Примечание – Отступление от этих двух требований может быть сделано только для моделей и методик, включенных в лицензионные программные средства, получившие широкое распространение на мировом рынке (Phast (DNV), Effects, RiskCurves (TNO), Fred, Shepherd, SCOPE (Shell) и другие аналогичные).
результаты расчетов (для некоторых характерных исходных данных) вместе с использованными исходными данными.

Требований на программное обеспечение, реализующее модель, не накладывается.

В.2 Используемые модели в обязательном порядке должны учитывать влияние следующих факторов.

В.2.1 Истечение сжатого газа через отверстие в сосуде либо через отверстие в трубопроводе с эквивалентным диаметром, существенно меньшим, чем диаметр трубопровода:

рабочее давление в сосуде/трубопроводе;
эквивалентный диаметр отверстия разгерметизации;
длительность истечения;
время отсоединения (изолирования) поврежденного участка установки отсечными клапанами;
объем изолированного участка установки;
интенсивность сброса изолированного объема установки на факел. В.2.2 Истечение сжатого газа при разрыве трубопровода, патрубка сосуда:
рабочее давление в трубопроводе/сосуде;
диаметр трубопровода/патрубка;
длительность истечения;
время отсоединения (изолирования) поврежденного участка установки отсечными клапанами;
объем изолируемого участка установки;
интенсивность сброса газа из изолированного объема на факел;
шероховатость поверхности трубопровода. В.2.3 Выброс газа при разрыве сосуда/аппарата:
рабочее давление в сосуде/аппарате;
объем сосуда/аппарата;
диаметры трубопроводов, подходящих к аварийному сосуду, их длина и шероховатость;
время отсоединения (изолирования) поврежденного участка установки отсечными клапанами;
объем изолируемого участка установки;
интенсивность сброса газа из изолированного объема на факел.

В.2.4 Истечение нестабильной жидкости через отверстие в стенке сосуда либо через отверстие в стенке трубопровода с эквивалентным диаметром, существенно меньшим диаметра трубопровода, и испарение пролитой жидкости (должны учитываться процессы мгновенного вскипания части жидкости и испарения остальной жидкости, образующей лужу разлития):
рабочее давление и температура жидкости в сосуде/трубопроводе;
термодинамические параметры жидкости;
эквивалентный диаметр отверстия разгерметизации;
доля объема сосуда, заполненного жидкостью;
длительность истечения;
время отсоединения (изолирования) поврежденного участка отсечными клапанами;
объем изолируемого участка технологической системы;
количество жидкости, которое может вытечь из технологической системы через отверстие разгерметизации (объем части сосуда, расположенной ниже уровня патрубка);
интенсивность сброса жидкости из изолированного объема (на факел, в хранилище);
начальная температура, теплоемкость и теплопроводность подстилающей поверхности (на которую происходит пролив);
шероховатость подстилающей поверхности (на которую происходит пролив);
температура атмосферного воздуха и скорость ветра.

В.2.5 Истечение из трубопровода, патрубка сосуда в системе, заполненной нестабильной жидкостью, и испарение пролитой жидкости (должны учитываться процессы «запирания» потока в трубопроводе/патрубке в результате вскипания истекающей жидкости и испарения остальной жидкости, образующей пролив):
давление и температура жидкости в сосуде/трубопроводе;
термодинамические параметры жидкости;
диаметр трубопровода/патрубка;
длина трубопровода;
длительность истечения;
количество жидкости, которое может вытечь через разрушенный патрубок в сосуде (объем части сосуда, расположенной ниже уровня патрубка);
время отсоединения поврежденного участка отсечными клапанами;
объем изолируемого участка;
интенсивность сброса из изолированного объема аварийной установки (на факел, в хранилище);
начальная температура, теплоемкость и теплопроводность подстилающей поверхности (на которую происходит пролив);
шероховатость подстилающей поверхности (на которую происходит пролив);
температура атмосферного воздуха и скорость ветра.

В.2.6 Пролив нестабильной жидкости при разрыве сосуда и испарение пролитой жидкости (должны учитываться процессы мгновенного вскипания части жидкости и испарения остальной жидкости, образующей пролив):
давление и температура жидкости в сосуде/трубопроводе;
объем сосуда;
доля объема сосуда, заполненного жидкостью;
время отсоединения поврежденного участка отсечными клапанами;
объем изолируемого участка технологической системы;
интенсивность сброса жидкости из изолированного объема аварийной установки (на факел, в хранилище);
начальная температура, теплоемкость и теплопроводность подстилающей поверхности (на которую происходит пролив), при этом модель должна учитывать условия пузырькового или пленочного кипения жидкости;
шероховатость подстилающей поверхности (на которую происходит пролив);
температура атмосферного воздуха и скорость ветра.

В.2.7 Истечение стабильной жидкости через отверстие в сосуде либо через отверстие в трубопроводе с эквивалентным диаметром, существенно меньшим, чем диаметр трубопровода, и формирование пролива:
давление и температура жидкости в сосуде/трубопроводе;
длительность истечения;
количество жидкости, которое может вытечь из изолированной части технологической системы через отверстие (объем части сосуда, расположенной ниже уровня отверстия);
шероховатость подстилающей поверхности (на которую происходит пролив).

В.2.8 Истечение стабильной жидкости при разрыве трубопровода, патрубка сосуда и формирование пролива:
диаметр трубопровода/патрубка;
давление, поддерживаемое в системе;
время, необходимое для отключения подачи жидкости в систему;
длина трубопровода/патрубка;
вязкость жидкости;
шероховатость поверхности патрубка, трубопровода;
максимальный расход насосов, подающих жидкость в систему;
общий объем жидкости, который может вытечь через отверстие (находится выше уровня разрыва).

В.2.9 Пролив стабильной жидкости при разрыве сосуда:
количество жидкости в сосуде;
время, необходимое для отключения подачи жидкости в систему;
максимальный расход насосов, подающих жидкость в систему;
общий объем жидкости, который может вытечь через отверстие (находится выше уровня разрыва);
шероховатость подстилающей поверхности (на которую происходит пролив).

В.2.10 Формирование высокоскоростной струи газа без горения (стационарная модель):
диаметр отверстия истечения;
расход газа.

В.2.11 Формирование высокоскоростной газожидкостной двухфазной смеси без горения (стационарная модель):
диаметр отверстия истечения;
расход смеси;
доля жидкости в смеси;
направление истечения.

В.2.12 Горение высокоскоростной струи газа (стационарная модель):
диаметр отверстия истечения;
расход газа;
состав газа;
направление истечения.

В.2.13 Тепловое излучение при диффузном горении заторможенного потока газа (стационарная модель):
расход газа;
состав газа.

В.2.14 Рассеяние выброса нейтрального по плавучести газа (стационарная модель):
интенсивность выброса;
высота выброса над землей;
скорость ветра.

В.2.15 Рассеяние выброса тяжелого газа (стационарная модель):
интенсивность поступления газа;
начальная температура и плотность облака;
температура, скорость ветра;
состояние устойчивости атмосферы.

В.2.16 Параметры воздушной волны сжатия при разрыве сосуда/трубопровода высокого давления с газом:
давление газа в сосуде/трубопроводе;
объем разрушившегося сосуда/трубопровода.

В.2.17 Параметры воздушной волны сжатия при воспламенении газовоздушного взрывоопасного облака:
состав газа;
размеры облака;
масса газа в части облака, где концентрация газа лежит в диапазоне от 0,5 НКПВ до 1,5 ВКПВ;
загроможденность пространства.

В.2.18 Термическое воздействие при BLEVE-эффекте:
состав жидкости;
масса жидкости в сосуде.

В.2.19 Тепловой поток от пожара разлития:
состав жидкости;
площадь разлития.

Приложение Г

(рекомендуемое)

Оценка снижения производительности производственной системы в результате повреждения оборудования при авариях и объема недопоставки продукции в результате аварии

Г.1 Метод оценки снижения производительности производственной системы в результате повреждения оборудования при авариях и объема недопоставки продукции в результате аварии должен учитывать:

проектные решения (определяющие ожидаемые частоты возникновения аварий, зоны воздействия поражающих факторов аварий, взаимное размещение установок, конструктивную устойчивость установок к воздействию поражающих факторов аварий, производительность отдельных установок в производственной системе);
длительность проведения работ по восстановлению функциональных свойств установок после повреждения при авариях;
полученные (при анализе риска) данные по повреждению оборудования при возникновении аварий.

Для проведения оценки снижения производительности производственной системы в результате повреждения оборудования допускается использовать упрощенный метод, алгоритм которого излагается в Г.2. Несмотря на ряд неформализованных моментов, метод позволяет оценить масштабы объема недопоставок в результате аварий и ранжировать сценарии аварий по вкладу в объемы недопоставок.

Г.2 Метод оценки снижения производительности производственной системы в результате повреждения оборудования при аварии

Шаг 1. Разрабатывается структурно-технологическая схема (СТС) производственного объекта (см. 3.1.34).

Шаг 2. Для каждого входящего в СТС функционального блока (установки) определяется состав ресурсов, определяющих возможность его функционирования, на основе инженерного анализа, учитывающего, какие ресурсы (при недостаточном поступлении либо недостаточном отводе) приведут к остановке блока (установки).

Шаг 3. Для каждого блока определяется множество установок, которые будут остановлены в результате отказа этого блока.

Для этого сначала устанавливается прямое влияние каждого отдельного блока/установки на работу других блоков/установок производственной системы, напрямую связанных с ним

потоками ресурсов (энергии, сырья, топлива, промежуточной продукции, сжатого воздуха, азота и т.п.).

Пусть в составе системы всего j блоков/установок. По каждому j блоку/установке опре-

деляются:



блоки/установки Uj, которые будут вынуждены прекратить свою работу в результате

прекращения поставки (или отведения) ресурсов непосредственно от j блока/установки (опре-

деление производится на основе данных, полученных на шагах 1 и 2);



полный состав блоков/установок Wj, которые прекратят свою работу в результате по-

вреждения j блока/установки (т.е. когда отказ j блока/установки ведет к отказу ряда других бло-



ков (установок)Uj, отказ которых, в свою очередь, ведет к отказу следующих и т.д.).

Шаг 4. Для заданного сценария аварии Сi (i – номер расчетного сценария аварии) определяется величина снижения производительности всей производственной системы.

При этом сначала на основе анализа СТС определяются потоки сырья, непосредственно идущего на производство продукции в производственной системе и долевое распределение сырья по этим потокам. Ввиду того что каждый из блоков/установок работает в составе определенного потока сырья либо в составе системы обеспечения определенного потока сырья, то это позволяет оценивать, насколько снижается выход продукции при остановке работы конкретного блока/установки.

Примечание – Если две установки последовательно включены в общий поток сырья, то остановка одного из этих блоков приводит к снижению производства, а остановка второго блока уже не ведет к дальнейшему снижению производства.

Для заданного сценария аварии Сi определяется состав блоков, которые под воздей-



ствием поражающих факторов аварии потеряют свои функциональные свойстваU(Ci) и, соот-

ветственно, возможность нормально эксплуатироваться. Для этого набора блоков на основе



полученных на шаге 3 данных определяется состав всех блоков W(Ci), которые будут останов-



лены в результате этого сценария аварии Сi. По набору W(Ci) определяются состав потоков

сырья, которые при этом не будут функционировать, и, соответственно, процент снижения

производительности системы Q(Ci) в результате возникновения аварии со сценарием Сi.

Г.3 Метод оценки объема недопоставки продукции в результате аварии

Cнижение производительности Q(Ci) будет продолжаться до того момента времени, пока



работоспособность хотя бы одного из поврежденных в результате аварии блоковU(Ci) не будет

восстановлена. С этого момента количество поврежденных блоков сократится и, возможно, со-



кратится набор блоков W(Ci), которые будут остановлены, а также, возможно, сократится ко-

личество недействующих потоков сырья в производственной системе. Соответственно, в последнем случае производительность системы возрастет.

После каждого изменения состава поврежденных установок снижение производительности производственной системы должно пересчитываться. Если в результате сценария аварии Сi было повреждено L установок, то по мере восстановления их работоспособности и будут по-

лучаться значения снижений производительности Ql(Ci), (l = L,..., 1).

(ндп)

Общий объем недопоставки продукции Mi

(Ci) при сценарии Сi, при котором было

повреждено L блоков/установок, может быть рассчитан в виде

(Г.1)

где Qпр – проектная производительность производственной системы;

Ql(Ci) – величина падения производительности после восстановления l установок, поврежденных в результате аварии;

Δtl – время, в течение которого в составе производственного объекта не будет функционировать L – l объектов.

Г.4 Расчет ожидаемого объема недопоставок продукции в результате реализации различных расчетных сценариев аварий на производственном объекте

Ожидаемый объем недопоставок в результате реализации всех расчетных аварий на объекте может быть оценен по формуле (считается, что вероятность возникновения новых аварий за период времени, в течение которого работоспособность всей системы не восстановлена полностью после предыдущей аварии, мала)

(Г.2)

где i – индекс суммирования по всем расчетным сценариям аварий на объекте;

fi(Сi) – ожидаемая частота реализации сценария Сi;

(ндп)

Mi (Ci) – объем недопоставок при реализации сценария Сi.

В случае выпуска продукции нескольких видов ожидаемый объем недопоставки продукции каждого вида рассчитывается отдельно.

Приложение Д

(обязательное)

Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов сжиженного природного газа

Д.1 Анализ технологической специфики и идентификация опасностей объектов сжиженного природного газа. Особенности аварийных сценариев, требующие учета при анализе риска

Д.1.1 Типовыми признаками опасности для ОПО ПХМТ СПГ являются обращение горючих и взрывоопасных веществ и работа оборудования и трубопроводов при высоких давлениях. Помимо этого, опасность представляют обращающиеся в оборудовании и трубопроводах вещества при криогенных температурах.

Типовыми опасными веществами на объектах ПХМТ СПГ являются:

природный газ (сырьевой газ);

Примечание – В ряде случаев сырьевой газ может содержать токсичные компоненты.
сжиженный природный газ;
хладагенты, используемые на установке сжижения (как правило, этан, пропан);
бутан;
стабильный конденсат;
высокотемпературный теплоноситель (жидкие органические соединения);
горюче-смазочные материалы;
горючие продукты очистки газа от аэрозолей (мелких капель углеводородов, мелких твердых частиц), удаляемых из сырьевого газа при его поступлении на завод.

Помимо этого, с позиций пожароопасности и токсичности должны быть оценены вещества, используемые для абсорбции кислых газов. В зависимости от состава сырьевого газа на заводе могут присутствовать токсичные и высокотоксичные газы (сероводород, оксиды углерода), выделяемые из сырьевого газа.

Д.1.2 Типовой объект ПХМТ СПГ включает следующие установки, работающие с опасными веществами либо использующие опасные технологии:
узел приема и очистки газа на входных сепараторах;
узел выравнивания давления (путем дросселирования или компримирования) и стабилизации температуры сырьевого газа;
узел замера газа;
установка удаления кислых газов;
установка удаления влаги;
установка удаления ртути;
установка сжижения природного газа;
установка фракционирования сжиженных углеводородных газов;
хранилища хладагентов (установка хранения хладагентов);
хранилища СПГ (установка хранения СПГ);
установка загрузки СПГ на танкеры;
факельная установка;
электростанция;
установка высокотемпературного теплоносителя;
установка утилизации кислых газов;
хранилище конденсата;
установки загрузки конденсата на танкеры либо другие транспортные средства.

Остальные установки типовых объектов ПХМТ СПГ не содержат опасных веществ и не используют опасных технологий. Исключение могут составлять установки подготовки воды и установки водоочистки, на которых для обеззараживания воды могут использоваться токсичные вещества.

Д.1.3 Специфическими особенностями оборудования объектов ПХМТ СПГ являются:
компактность компоновки многих установок; для некоторых установок – высокая степень интеграции установок между собой (установки сжижения природного газа и установки фракционирования сжиженных углеводородных газов), вынуждающая рассматривать их как единую установку;

Примечание – В составе этой единой установки доля оборудования и трубопроводов, работающих с сырьевым газом, сравнительно мала, а в основной части оборудования циркулируют хладагенты (этан, пропан) и сжиженные углеводородные газы.
общие массы горючих и взрывоопасных веществ, компактно сосредоточенных в оборудовании и трубопроводах на сравнительно малой промышленной площадке, существенно превосходят массы, характерные для объектов добычи и транспортировки газа;
большая высота установок с разнесением оборудования по высоте (наличие в пределах установки нескольких этажей, на которых могут находиться люди, размещение на крыше установки АВО), наличие по боковым сторонам установок внешней защиты от осадков и прямого солнечного излучения, что создает возможность формирования взрывоопасных облаков не только при проливах нестабильных или криогенных жидкостей, но также и при истечении небольших количеств жидкостей и газов высокого давления через малые отверстия;
большая протяженность трубопроводов в составе установки сжижения;
большой объем трубопроводов и коммуникаций между установками, размещаемых на надземных эстакадах;
газопроводы сырьевого природного газа высокого давления на объектах ПХМТ СПГ имеют диаметры, существенно меньшие диаметров газопроводов, эксплуатирующихся на объектах магистрального транспорта газа, и давление на уровне 6,0 МПа; трубопроводы с хладагентом (в газообразном и жидком видах) имеют диаметры и давления, как правило, не превышающие 350 мм и 4,0 МПа, соответственно; трубопроводы с СПГ имеют диаметры, обычно не превышающие 400 мм, и пиковые давления, как правило, не превышающие 2,0 МПа;
наличие хранилищ СПГ больших объемов (до 270 000 м3), внешняя оболочка которых спроектирована так, чтобы не разрушиться в случае разрушения внутреннего хранилища и не допустить одномоментного пролива всего содержащегося в хранилище объема СПГ на грунт;
хранение хладагентов (этан, пропан) в неизотермических хранилищах с единичными объемами до 2000 м3 различного конструктивного исполнения – от сферических надземных резервуаров до используемых как хранилища участков подземных трубопроводов;
использование обвалований в местах возможного пролива СПГ, в том числе обеспечивающих стекание пролитого СПГ в дренажные емкости, спроектированные для минимизации интенсивности испарения попавшего в них продукта;
наличие автоматических систем управления, которые при идентификации опасной (аварийной) ситуации (при обнаружении загазованности, пожара или резком изменении технологических параметров) инициируют действия, направленные на предотвращение дальнейшего развития опасной ситуации (автоматическое отсечение трубопроводов, подающих опасные вещества на аварийную установку, сброс давления, включение систем активной пожарной защиты и т.п.); сложность этих систем управления существенно превосходит сложность аналогичных систем управления для объектов добычи и магистрального транспорта газа;
широкое использование в системе управления саморегулирующихся клапанов, которые при потере управления автоматически переводятся в «безопасное» состояние;
большее разнообразие типов линий сброса давления или вещества с установок на факельные системы по сравнению с аналогичными устройствами на объектах добычи и магистрального транспорта газа.

Д.1.4 Структурная технологическая схема объекта (см. 3.1.34), используемая для оценки объема недопоставки продукции, включает все установки, перечисленные в Д.1.2, а также установку производства азота, установку производства воздуха КИПиА, установку подготовки технической воды, насосные системы пожаротушения, центральную диспетчерскую.

В качестве потоков ресурсов между установками в структурной технологической схеме рассматриваются сырьевой газ, СПГ, хладагент (хладагенты), высокотемпературный теплоноситель, электроэнергия, деминерализованная вода, пожарная вода, топливный газ, конденсат, каналы управления.

Д.1.5 Особенности аварийных сценариев, требующие учета при анализе риска ОПО ПХМТ СПГ

Д.1.5.1 Параметры (диаметры, рабочее давление, гидравлические сопротивления) трубопроводов с сырьевым газом и хладагентом в газообразном виде таковы, что при их разрыве на полное сечение и воспламенении истекающего газа размеры горящего факела оказываются существенно меньшими, чем при разрыве основных технологических газопроводов на площадках объектов магистрального транспорта газа.

Наличие автоматических систем отсекания аварийных установок и сравнительно малый объем технологических систем установок обусловливают быстрое уменьшение расхода истекающего газа при разрыве трубы с сырьевым газом на полное сечение и, соответственно, быстрое уменьшение зоны интенсивного теплового воздействия пожара в случае воспламенения газа. В результате вероятность повреждения оборудования под воздействием теплового излучения оказывается меньше, чем при авариях с разрывом на полное сечение газопроводов на объектах транспорта газа.

Д.1.5.2 При рассмотрении каскадных аварий в ходе анализа риска ОПО ПХМТ СПГ рассматриваются два основных механизма каскадного развития аварии:

первый механизм (условная вероятность его реализации выше вероятности реализации второго механизма) – разрушение оборудования под действием высоких избыточных давлений, возникающих при вспышечном сгорании газовоздушного облака (возникновение взрывоопасного газовоздушного облака в результате утечки, переноса этого облака ветром на другие установки и воспламенения с формированием высоких избыточных давлений);
второй механизм – разрушение работающего под давлением оборудования или трубопроводов вследствие деградации прочностных свойств материалов, из которых они изготовлены, при нагреве от пожара.

Остальные механизмы каскадного развития аварий не рассматриваются.

Д.1.5.3 При рассмотрении первого механизма каскадного развития аварии, указанного в Д.1.5.2, следует учитывать, что конструктивное исполнение ряда установок объектов ПХМТ СПГ такое, что истечения даже из малых отверстий разгерметизации, особенно на системах хладагента при штилевых условиях, могут привести к образованию взрывоопасных газовоздушных облаков в пределах установок и за их пределами. Формирование высоких избыточных дав-

лений чревато разрушением захваченной облаком установки и, соответственно, каскадным развитием аварии с выбросом горючих веществ в окружающую среду с воспламенением. Вследствие этого при проведении анализа риска в качестве первичных событий, которые могут приводить к каскадному разрушению оборудования под действием воздушной волны сжатия, следует рассматривать не только аварии с разрывом труб на полное сечение и с полным разрушением сосудов/аппаратов (как это делается для объектов магистрального транспорта газа), но также аварии с утечками через отверстия сравнительно небольших диаметров.

Примечание – Все серьезные аварии, произошедшие за период 2000–2010 гг. на объектах СПГ и СУГ (Оренбургский гелиевый завод, завод СПГ в г. Скикда (Алжир)), начинались с незначительной утечки хладагента.

Д.1.5.4 При рассмотрении второго механизма каскадного развития аварий (воздействие пожара на оборудование или трубопроводы под давлением) можно учитывать в качестве первичных аварий не все возможные виды разгерметизации, а только разрывы трубопроводов на полное сечение или полное разрушение элемента (сосуда, аппарата) оборудования (так же, как это делается на объектах магистрального транспорта газа).

Д.1.5.5 При проведении анализа риска вторичные аварии должны рассматриваться только на тех установках, на которых возникновение вторичной аварии под воздействием первичной аварии реально. С учетом этого требования вторичные аварии на двустенных резервуарах СПГ допускается не рассматривать (поскольку вероятность развития каскадной аварии незначительна вследствие высокой прочности внешней оболочки резервуара).

Д.2 Анализ риска эксплуатации установок приема и подготовки сырьевого газа к сжижению

Д.2.1 Анализ риска эксплуатации узла приема газа, узла очистки газа на сепараторах, узла выравнивания давления (путем дросселирования либо компримирования газа) и температуры (нагревом или охлаждением), узла замера газа, установки удаления кислых газов, установки удаления влаги, установки удаления ртути проводится аналогично тому, как это делается для площадочных объектов газодобывающих предприятий согласно СТО Газпром 2-2.3-400. В качестве исходных аварийных событий на наружных установках (расположенных под открытым небом) рассматриваются только разрывы трубопроводов на полное сечение или разрушение емкостей.

Д.2.2 В случае размещения оборудования и трубопроводов в зданиях в качестве исходных нежелательных событий должны приниматься все виды разгерметизации. Вероятность воспламенения газо(паро)воздушной смеси в аварийном помещении принимается в соответствии с принятыми решениями по вентиляции и вероятности воспламенения газа внутри помещений. В случае воспламенения газо(паро)воздушной смеси принимается, что все люди, находящиеся

внутри аварийного помещения, гибнут. Поражение людей снаружи здания определяется характером аварии. Повреждение оборудования (внутри и вне помещений), а также других сооружений, расположенных рядом с аварийным, от воздействия взрывной волны и теплового излучения при пожаре принимается в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-400.

Д.3 Анализ риска эксплуатации установок сжижения природного газа

Д.3.1 В качестве исходного аварийного события на установке сжижения природного газа и установке фракционирования СУГ следует рассматривать:

полное разрушение трубопровода, емкости или аппарата;
возникновение утечки через отверстия с различными эквивалентными диаметрами. Диаметры эквивалентных отверстий разгерметизации принимаются исходя из имею-

щейся статистической информации об ожидаемых частотах таких событий и физических ограничений возможных размеров отверстий в трубопроводах с заданным диаметром или сосудах с заданной кривизной поверхности (например, для трубопроводов диаметром 500 мм диаметр эквивалентного отверстия не может быть больше 30 мм, для сосуда с диаметром 5000 мм диаметр эквивалентного отверстия может достигать 150 мм).

Д.3.2 Ожидаемая частота возникновения утечки из аппарата, емкости либо разрушения аппарата, емкости принимается в соответствии с данными статистики.

Ожидаемая частота возникновения утечки или разрыва трубопровода определяется на основе статистических данных по удельной частоте аварий на аналогичных трубопроводах с учетом количества кранов и фланцев на них. Частоты утечек на кранах и фланцах принимаются в соответствии с данными статистики.

Д.3.3 Принимается, что истечение газа под давлением из отверстия разгерметизации может реализоваться одним из двух способов:

в виде высокоскоростного струйного свободного истечения;
в виде заторможенного истечения.

При этом условные вероятности реализации струйного или заторможенного истечения определяются с учетом конструктивной специфики установки.

Д.3.4 Интенсивность истечения зависит от размеров отверстия разгерметизации, рабочего давления, состава (газ, жидкость). Длительность истечения зависит от расположения отсечных клапанов, времени их срабатывания, интенсивности сброса давления из изолированной системы на факел, интенсивности истечения через отверстие разгерметизации.

Поскольку место истечения неизвестно, то следует принимать, что вероятность возникновения утечки равномерно распределена во всем объеме установки.

Д.3.5 Принимается, что истекающий газ (флюид) может воспламениться либо сразу при возникновении утечки (справочные значения вероятности мгновенного воспламенения приведены в приложении Б), либо происходит задержанное воспламенение образовавшегося при рассеивании газа (паров флюида) в атмосфере взрывопожароопасного облака при достижении им источника загорания.

Если возникло мгновенное воспламенение газа, то считается, что горение носит диффузный (неструевой) характер.

Принимается, что при утечке нестабильной/криогенной жидкости без мгновенного воспламенения пролив жидкости формируется на поверхности земли.

Если утечка газа не сопровождается мгновенным воспламенением, то считается, что первичное облако высокой загазованности формируется в результате только заторможенного истечения, после чего распространяется по ветру.

Используемые для расчета модели рассеивания должны учитывать различия в характере распространения облака с нейтральной плавучестью и тяжелого облака.

Д.3.6 При расчете риска для многоэтажных установок сжижения считается, что персонал, обслуживающий установку, равномерно распределен по ее этажам.

Д.4 Анализ риска эксплуатации хранилищ хладагентов

Д.4.1 Возможные сценарии развития аварий на неизотермических хранилищах хладагентов существенно зависят от конструктивного исполнения.

Д.4.2 На подземных хранилищах при анализе риска в качестве исходных аварийных событий рассматриваются только:

малые подземные утечки содержимого с выходом газа через слой грунта;
аварии на крышках (люках) хранилищ с воспламенением либо без воспламенения;
аварии на подводящих трубопроводах.

Возможность возникновения BLEVE-эффекта либо катастрофического разрушения с проливом содержимого на подземном хранилище отсутствует. Возможность утечки через отверстия разгерметизации среднего размера в стенке хранилища связана только с механическим воздействием на хранилище. При правильных проектных решениях и соблюдении дисциплины проведения земляных работ на промышленной площадке мала, и вероятность такой утечки при проведении анализа риска может не учитываться.

Д.4.3 На надземных хранилищах при проведении анализа риска в качестве исходных аварийных событий рассматриваются:
утечка через отверстие (определение возможных размеров отверстий разгерметизации производится с учетом Д.3.1);
полное разрушение хранилища (например, в результате падения хранилища с опор);
разрыв подводящих трубопроводов и трубопроводной обвязки хранилища. Установление возможности/невозможности каскадного развития аварии с BLEVE-

эффектом на надземных хранилищах хладагента высокого давления должно включать:
анализ сценариев развития неконтролируемого пожара и возможного теплового воздействия на стенки хранилища, а также длительность его воздействия;
анализ динамики прогрева содержимого хранилища с учетом теплопроводности штатной теплозащиты хранилища, объема находящейся в нем жидкости, прочности стенок хранилища (конструкция стенок, использованные коэффициенты запаса прочности, анализ динамики локального прогрева стенки хранилища, анализ деградации прочностных свойств материала стенок в результате нагрева), вероятности отказа клапанов сброса давления (в течение времени развития аварии в силу различных причин), оценки возможности разрушения другого элемента до разрушения стенки хранилища (например, при нагреве от пламени пожара подводящего трубопровода он может разрушиться раньше, чем хранилище, к которому он подходит), вероятности отказа штатной системы водяного орошения, вероятности того, что действия, предпринимаемые операторами/персоналом для предотвращения роста давления и удаления жидкости из сосуда, не будут эффективными, и других факторов.

Д.5 Анализ риска эксплуатации изотермических хранилищ сжиженного природного газа Д.5.1 Для двухкорпусных изотермических хранилищ СПГ с внешним корпусом из на-

пряженного железобетона принимаются следующие виды исходных аварийных событий:
разгерметизация внутреннего корпуса хранилища с эквивалентным отверстием утечки на боковой стенке хранилища диметром 50 мм и 150 мм; при этом следует считать, что внешняя оболочка хранилища остается цельной; газ, испаряющийся в межстенном пространстве, выходит в атмосферу через отверстия на крыше хранилища;
обрушение крыши хранилища (как внешней, так и внутренней), в результате которого СПГ по всей поверхности хранилища приходит в контакт с атмосферным воздухом, внутрь СПГ попадают обломки конструкции внешней крыши с температурой окружающей среды;

Примечание – При этом следует принимать, что масса обломков, обрушившихся внутрь хранилища, составляет 50 % от всей массы крыши.
разрушение трубопровода, подводящего/отводящего СПГ.

Примечание – Время срабатывания отсечных клапанов на трубопроводе определяется диаметром трубопровода (1 с на дюйм (0,0254 м)) и временем инициирования срабатывания отсечных клапанов.

Д.5.2 В состав исходных аварийных событий для хранилища СПГ не включаются:
полное разрушение хранилища СПГ с разливом всего объема СПГ (следует принять, что такое явление не может возникнуть ни в результате землетрясения, ни в результате внешнего

механического воздействия (падения самолета), ни в результате пожара на крыше хранилища или у его основания);
разгерметизация линии отпарного газа.

Д.6 Анализ риска эксплуатации технологических и криогенных трубопроводов

Для технологических и криогенных трубопроводов принимаются следующие виды исходных аварийных событий:
утечки через отверстия для определения возможных размеров отверстий (см. Д.3.1);
полный разрыв трубопровода.

Д.7 Анализ риска для портовых комплексов сжиженного природного газа, в том числе обусловленного инцидентами и авариями танкеров-газовозов в акватории порта

Д.7.1 При анализе риска эксплуатации портовых комплексов СПГ рассматриваются:
технологические объекты транспортировки и загрузки на суда СПГ и конденсата;
танкеры при их подходе к причалу и при выходе заполненного танкера из порта;
склады топлива для загрузки бункеровщиков, в случае если в порту расположены такие склады либо предусматривается бункеровка судов (в настоящем стандарте способ расчета вклада этих объектов в показатели риска не приводится).

Д.7.2 В качестве исходных событий в портовых комплексах рассматриваются следующие аварии:
разгерметизация трубопроводов СПГ;
разгерметизация трубопроводов отпарного газа;
разгерметизация стендера;
разгерметизация муфты соединения стендера с манифольдом танкера СПГ (объем пролива принимается в соответствии с проектной документацией);
разгерметизация трубопроводов конденсата;
разгерметизация стендера для загрузки конденсата;
разгерметизация муфты соединения стендера с манифольдом танкера конденсата (объем пролива принимается в соответствии с проектной документацией);
нарушение герметичности одного танка танкера СПГ либо конденсата (в результате столкновения с другим судном, посадки на мель, случайного столкновения танкера с причалом) с проливом содержимого аварийного танка на воду;

Примечание – Расчет параметров истечения флюида в данном случае рекомендуется проводить при следующих условиях: диаметр отверстия разгерметизации грузового танка – 0,5 м, место расположения отверстия – на уровне воды при полностью загруженном танкере, танк полностью заполнен, объем и форма танка – в соответствии с конкретными конструктивными параметрами танкера, место пролива – у причала, на пути движения танкера, на якорной стоянке.
столкновение танкера с причалом (в случае использования выносных причалов (jetty)), приводящее к повреждению причала (без разгерметизации танков танкера).

Определение возможных размеров отверстий разгерметизации на трубопроводах и стендерах следует производить с учетом данных, приведенных в Д.3.1.

Д.7.3 Анализ дальнейшего развития аварийных событий, указанных в Д.7.2, следует проводить при следующих допущениях:
при разгерметизации подводящего трубопровода происходят пролив СПГ на подстилающую поверхность (на грунт, на воду) и формирование тяжелого облака (мгновенное воспламенение пролитого СПГ считается невозможным);
при возникновении пробоины в танкере СПГ и истечении содержимого танка на воду возможно либо мгновенное воспламенение испаряющегося газа (пожар разлития), либо испарение пролитого на воду СПГ с формированием тяжелого взрывоопасного облака; при этом условная вероятность мгновенного воспламенения принимается равной 0,6, а условная вероятность формирования тяжелого облака – 0,4;
тяжелое взрывоопасное облако может перемещаться под действием ветра, захватывая причал, суда, находящиеся в порту, береговые объекты порта, технологические и жилые объекты.

Примечание – При этом в случае наличия явно выраженного берегового рельефа рекомендуется принимать, что облако не преодолевает подъемы рельефа, превышающие высоту (толщину) облака в полтора раза.

Д.7.4 Ущерб при воспламенении взрывоопасного облака рассчитывается в отношении всех захваченных облаком объектов аналогично тому, как это делается для береговых объектов. При этом устойчивость оборудования к воздействию избыточного давления принимается в соответствии с данными СТО Газпром 2-2.3-400.

Д.7.5 Следует принимать, что повреждение причала (без разгерметизации танков танкера) приводит к полному прекращению его функционирования вплоть до момента завершения восстановительных работ.

Д.8 Анализ риска недопоставок сжиженного природного газа, вызванного инцидентами и авариями

Д.8.1 Объемы недопоставок продукции (в натуральном выражении), возникающие в результате повреждения/уничтожения оборудования, при каждом расчетном сценарии аварии следует определять исходя из величины снижения производительности производственного комплекса СПГ в результате потери данного оборудования и длительности восстановления оборудования после повреждения/уничтожения. Ожидаемое значение ежегодной недопоставки продукции вследствие аварий на объекте должно оцениваться исходя из ожидаемой частоты

реализации различных сценариев аварий и ожидаемого объема недопоставки при каждом из этих сценариев.

Используемый для оценки объема недопоставок продукции метод должен учитывать:

полученные при анализе риска данные по повреждению оборудования в результате аварий;
характер взаимодействия отдельных установок в составе производственной системы;
производительность отдельных установок;
длительность проведения работ по восстановлению функциональных свойств установок после повреждения при авариях.

Д.8.2 В связи с отсутствием общепринятых методов прогноза объемов недопоставок для проведения оценок рекомендуется использовать упрощенный метод, представленный в приложении Г. Несмотря на ряд неформализованных моментов, метод позволяет оценить масштабы объема недопоставок в результате аварий и ранжировать сценарии аварий по их вкладу в объемы недопоставок.

Отсутствие общепринятых методов оценки ожидаемого объема недопоставки продукции для объектов ПХМТ СПГ и КПГ объективно обусловливает использование любых методов, удобных для исполнителя работ. Однако при этом вместе с результатами расчета исполнитель обязан представлять информацию об использованном методе (либо в форме ссылки на публикацию с описанием метода, либо в форме непосредственного описания метода).

Д.8.3 Необходимые для проведения оценки объемов недопоставок данные по ожидаемой длительности восстановления установок после аварий должны определяться применительно к конкретному проекту (исходя из длительности монтажа оборудования, времени поставки оборудования и другой специфики).

Приложение Е

(обязательное)

Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов компримированного природного газа

Е.1 Анализ технологической специфики и идентификация опасностей объектов компримированного природного газа

Е.1.1 Объекты ПХМТ КПГ включают в свой состав следующие, соединенные трубопроводами, узлы и установки:

узел приема и замера газа;
установки осушки и очистки газа;
станцию компримирования (аналог одноцеховой компрессорной станции);
хранилище компримированного газа;
устройства погрузки КПГ на суда-газовозы на причалах.

Е.1.2 Характерными особенностями объектов ПХМТ КПГ являются:
наличие газа высокого давления (до 28 МПа);
большая емкость хранилища КПГ (может достигать емкости судна-газовоза);
хранилище КПГ работает в режимах переменного давления с нагревом и остыванием;
работа компрессоров, части оборудования и трубопроводов в переменном режиме;
возможность в процессе работы изменения коммутации компрессоров (переконфигурирование из параллельной в последовательную при заполнении хранилища КПГ);
необходимость обеспечения высокой степени очистки и осушки сырьевого газа на установках осушки и очистки газа;
конструкция хранилища КПГ состоит из множества плотно расположенных и соединенных между собой трубопроводной обвязкой баллонов высокого давления, обусловливая высокую загроможденность пространства (объем единичного баллона, его форма, пространственное расположение баллонов, топология трубопроводной обвязки задаются проектными решениями);
основные газопроводы (подводящий газопровод, газопроводы сырьевого газа на промышленной площадке) имеют меньшие диаметры, чем это характерно для компрессорных станций на магистральных трубопроводах.

Е.2 Анализ риска эксплуатации станций компримирования газа

Е.2.1 Анализ риска эксплуатации станций компримирования газа (без хранилища КПГ и установки загрузки КПГ на суда) проводится аналогично анализу риска эксплуатации площадочных объектов магистрального транспорта газа в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351.

Е.2.2 Для наружных установок, размещенных вне зданий, в качестве исходных аварийных событий принимается полный разрыв трубы либо разрушение сосуда/аппарата. Ожидаемые частоты разгерметизации, вероятности воспламенения и условия поражения персонала принимаются в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351, условия повреждения оборудования – в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-400.

Е.2.3 В случае размещения установок в зданиях (под крышей, с внешними стенами) в качестве исходных аварийных событий следует принимать все виды разгерметизации (отверстия разгерметизации с разными диаметрами и полное разрушение). Вероятность воспламенения истекающего газа при этом принимается в соответствии с решениями по вентиляции и с учетом данных по вероятности воспламенения газа внутри помещений.

Е.2.4 В случае воспламенения газовоздушной смеси внутри помещений принимается, что все люди, находящиеся в них, гибнут. Поражение людей снаружи сооружения определяется характером аварии.

Е.2.5 Повреждение оборудования (внутри и вне помещений), зданий и сооружений от воздействия взрывной волны и теплового излучения при пожаре принимается в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-400.

Е.3 Анализ риска эксплуатации хранилищ компримированного природного газа

Е.3.1 При анализе риска эксплуатации хранилищ КПГ необходимо учитывать рабочие давления и конструктивную специфику элементов, которые могут разгерметизироваться или полностью разрушиться.

Анализ следует проводить при следующих допущениях:

расход газа при разгерметизации соответствует полному разрушению трубы/единичного сосуда;
для всех внутренних сосудов характер истечения газа принимается заторможенным;
для сосудов, расположенных по внешней границе хранилища, характер истечения принимается струевым.

При определении интенсивности истечения и объемов истекающего газа должны быть учтены конструктивное исполнение системы, состав клапанов отсечения оборудования и длительность перекрытия этих клапанов.

Е.3.2 Возможность повреждения оборудования принимается в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-400.

Е.3.3 На хранилище КПГ обязательно должен рассматриваться сценарий каскадного развития аварии. Вероятность каскадного развития аварии должна оцениваться на основе ана-

лиза конструктивных особенностей хранилища. При этом следует учитывать следующие возможные пути развития аварии, характерные для хранилища газа:

горение газа, истекающего из отверстия разгерметизации, может привести к разрушению соседних сосудов или трубопроводов;
воспламенение газа, накопившегося в загроможденном пространстве хранилища, может создать высокие избыточные давления на фронте воздушной волны сжатия, приводящие к разрушению других трубопроводов либо сосудов;
удары осколков и фрагментов разрушившегося оборудования могут вызвать разрушения другого оборудования, работающего под давлением.

При оценке вероятности каскадного развития аварии следует учитывать, что заполнение пространства между баллонами инертным газом (азотом, выхлопными газами), а также заполнение этого пространства пористым или волокнистым веществом резко снижают вероятность воспламенения газа, истекающего из оборудования внутри хранилища.

Е.4 Анализ риска для портовых комплексов компримированного природного газа, в том числе обусловленного инцидентами и авариями судов-газовозов в акватории порта

Е.4.1 На устройствах загрузки следует рассматривать сценарии аварий, связанных с разгерметизацией линии подачи газа на судно-газовоз (подводящие газопроводы, устройство соединения газопроводов с судном). Ввиду того что линии подачи газа представляют из себя разнесенные трубопроводы, при анализе риска на этих объектах в качестве исходных аварийных событий рассматриваются только разрывы трубопроводов на полное сечение.

Е.4.2 Судно-газовоз как источник опасности должно рассматриваться аналогично хранилищу КПГ, которое может перемещаться в пространстве. При этом возможность аварии с разгерметизацией оборудования на газовозе следует рассматривать на всем маршруте его движения в порту на удаление (от берега, населенных пунктов, других судов), не превышающее наибольшую дальность распространения поражающих факторов аварии на газовозе. Допускается принимать указанное расстояние равным 500 м.

Библиография

[1] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

[2] Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»

[3] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.2-054-2002

Инструкция по техническому расследованию и учету аварий и инцидентов на опасных производственных объектах ОАО «Газпром», подконтрольных Госгортехнадзору России

[4] Стандарт Международной организации по стандартизации

ИСО 17776:20001)

(ISO 17776:2000)

Промышленность нефтяная и газовая. Установки для добычи из морских месторождений. Руководящие указания по выбору инструментов и методик для идентификации опасностей и оценки риска (Petroleum and natural gas industries. Offshore production installations. Guidelines on tools and techniques for hazard identification and risk assessment)

[5] Руководящий документ Госгортехнадзора России

РД 03-418-01

Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов

[6] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 73:20091)

(ISO Guide 73:2009)

[7] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 31000:20091)

(ISO 31000:2009)

[8] Руководящий документ Ростехнадзора

РД 03-14-2005

Управление рисками. Словарь (Risk management. Vocabulary)

Менеджмент рисков. Принципы и руководящие указания (Risk management. Principles and guidelines)

Порядок оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечень включаемых в нее сведений

1) Официальный текст стандарта находится во ФГУП «Стандартинформ».

[9] Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»

[10] Свод правил Госстроя России СП 11-107-98

[11] Свод правил МЧС России СП 11-113-2002

Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства Порядок учета инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций при составлении ходатайства о намерениях инвестирования в строительство и обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений

[12] Постановление Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2009 г. № 1044

«О внесении изменения в Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»

[13] Henley E.J. and Kumamoto H. Reliability engineering and risk assessment. – New York: Prentice Hall Inc., 19811)

[14] Стандарт Международной электротехнической комиссии

МЭК 61882:20012)

(IEC 61882:2001)

Исследования опасности и работоспособности (HAZOP). Руководство по применению (Hazard and operability studies (HAZOP studies) – Application guide)

[15] Macdonald D. Practical Hazops, trips and alarms. – Amsterdam: Elsevier Science & Technology, 20101)

[16] Стандарт Международной электротехнической комиссии

МЭК 60300-3-9 (1995) 2)

(IEC 60300-3-9 (1995))

Управление общей надежностью. Часть 3. Руководство по применению. Раздел 9. Анализ риска технологических систем (Dependability management – Part 3: Application guide – Section 9:

Risk analysis of technological systems)

С материалами можно ознакомиться в Центре «Анализ рисков, управление промышленной безопасностью и гражданской защитой» ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Официальный текст стандарта находится во ФГУП «Стандартинформ».

[17] Стандарт Международной электротехнической комиссии

МЭК 60812:20061)

(IEC 60812:2006)

Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказа (Analysis techniques for system reliability – Procedure for failure mode and effects analysis (FMEA))

[18] Lees F.P. Loss prevention in the process industries. – London and Boston: Elsevier Butterworth and Heinemann, 19962)

[19] David Vose. Risk analysis, a quantitative guide. Second edition, John Wiley & Sons, 20002)

[20] Andrews J.D., Ridley L.M. Application of the cause-consequence diagram method to static systems // Reliability Engineering & System Safety, 2002, v. 75, № 1. – London: Elseveir Science Publishing Company, Inc.2)

[21] Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

[22] Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. – NewYork: Wiley-AIChE, 2000. – 748 p.2)

[23] OREDA, Offshore Reliability Data handbook. 4-th edition. SINTEF, 2002. – 835 p.3) [24] Guidelines for Process Equipment Reliability Database. CCPS, 19892)

[25] Quantitative Risk Assessment Datasheet Directory. E&P Forum Report No. 11.8.250, 19962) [26] MHIDAS – Major Hazard Incident Data Service. – Warrington: AEA Technology2)

[27] Offshore Hydrocarbone Release Statistics and Analysis. HID statistics report, HSR 2002 002. HSE UK, 20032)

[28] Руководящий документ Ростехнадзора

РД 03-496-02

Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах

[29] Декларация Российского научного общества анализа риска «О предельно допустимых уровнях риска» (утверждена Протоколом расширенного заседания Президиума Общероссийской общественной организации «Российское научное общество анализа риска» от 19 апреля 2006 г. № 2)

Официальный текст стандарта находится во ФГУП «Стандартинформ».
С материалами можно ознакомиться в Центре «Анализ рисков, управление промышленной безопасностью и гражданской защитой» ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
С материалами можно ознакомиться в компании Det Norske Veritas AS (DNV).

[30] Федеральный закон от 27 июля 2010 г. № 225-ФЗ «Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте»

[31] Федеральный закон от 27 июля 2010 г. № 226-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона

«Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте»

[32] John L. Woodward and Robin M. Pitblado. LNG Risk Based Safety. – New Jersey: John Wiley & Sons, Inc, 20101)

[33] Dr. P.A.M. Uijt de Haag, Dr. B.J.M. Ale. Guideline for quantitative risk assessment (’Purple book’), CPR 18E, The Hague: SDU, 19991)

1) С материалами можно ознакомиться в Центре «Анализ рисков, управление промышленной безопасностью и гражданской защитой» ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

ОКС 13.100

Ключевые слова: расчет и анализ рисков, производство, хранение, морская транспортировка, сжиженный природный газ, сжатый (компримированный) природный газ

Корректура Ю.С. Пашковой

Компьютерная верстка Ю.Е. Шипилова

Подписано в печать 00.00.201х г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 100 экз. Уч.Nизд. л. 11,6. Заказ 000.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719N64N75, (499) 580N47N42.

Отпечатано в ООО « »

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО Газпром 2-2.3-569-2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

Содержание

Введение

Область применения

Нормативные ссылки

Термины, определения и сокращения

Общие положения

Обобщенный алгоритм анализа риска эксплуатации объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и компримированного природного газа

Приложение А

Характеристики опасных веществ, обращающихся на объектах сжиженного и компримированного природного газа

Приложение Б

Справочные данные по показателям надежности и частотам возникновения аварий на оборудовании и трубопроводах объектов сжиженного

и компримированного природного газа

Приложение В

Требования к моделям расчета поражающих факторов аварий (расчет интенсивности истечения и общих объемов выбрасываемых

продуктов при разгерметизации оборудования, пространственно-временного распределения опасных веществ, физических параметров поражающих факторов аварий)

Приложение Г

Приложение Д

Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов сжиженного природного газа

Приложение Е

Расчет и анализ риска при эксплуатации объектов компримированного природного газа

Библиография