СТО Газпром 2-2.3-351-2009 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ АНАЛИЗА РИСКА
ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ»
СТО Газпром 2&2.3&351&2009
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ
Москва 2009
Обложка_2-2.3-351-2009.indd 2-3
11.11.2009 16:05:08
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ
АНАЛИЗА РИСКА ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ»
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью «Научно$исследовательский институт
природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»
Москва 2009
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН
Обществом с ограниченной ответственностью «Научно%ис%
следовательский институт природных газов и газовых техно%
логий – Газпром ВНИИГАЗ»
2 ВНЕСЕН
Управлением проектирования и нормирования Департамента
инвестиций и строительства ОАО «Газпром»
3 УТВЕРЖДЕН
распоряжением ОАО «Газпром» от 30 марта 2009 г. № 83
И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
4 ВЗАМЕН
СТО РД Газпром 39%1.10%084%2003 «Методические указания по
проведению анализа риска для опасных производственных
объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»
© ОАО «Газпром», 2009
© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009
© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
II
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Содержание
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2
3 Термины, определения, обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
4 Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
4.1 Назначение анализа риска. Цели и задачи анализа риска на различных этапах
жизненного цикла опасного производственного объекта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
4.2 Структура показателей безопасности и риска . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
4.3 Основные этапы анализа риска . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
5 Анализ риска линейной части магистральных газопроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25
5.1 Блок%схема анализа риска линейной части магистральных газопроводов . . . . . . . . . . . .25
5.2 Планирование и организация работ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26
5.3 Идентификация опасностей на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30
5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий
на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35
5.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . .36
5.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на
магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43
5.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности
выбросов природного газа при разрывах магистральных газопроводов . . . . . . . . . . . . . .47
5.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных
газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50
5.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61
5.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72
5.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84
5.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков от аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88
5.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на магистральных газопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99
5.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102
III
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6 Анализ риска линейной части магистральных конденсатопродуктопроводов . . . . . . . . . .106
6.1 Блок%схема анализа риска линейной части магистральных
конденсатопродуктопроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106
6.2 Планирование и организация работ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106
6.3 Идентификация опасностей на магистральных конденсатопродуктопроводах . . . . . .108
6.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112
6.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных конденсато%
продуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113
6.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116
6.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности
выбросов газового конденсата при авариях на магистральных
конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123
6.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127
6.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132
6.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества
и компонентов природной среды от аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133
6.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . .136
6.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138
6.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .138
6.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных
конденсатопродуктопроводов. Сравнение показателей риска
с уровнями приемлемого риска . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .139
7 Анализ риска для площадочных объектов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .139
7.1 Блок%схема анализа риска для площадочных объектов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .139
7.2 Планирование и организация работ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141
7.3 Идентификация опасностей на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144
IV
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на площадочных объектах . . . . . . .150
7.5 Определение расчетных сценариев аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . .153
7.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев
аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .167
7.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов
опасных веществ при авариях на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169
7.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .171
7.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .173
7.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества
и компонентов природной среды от аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . .173
7.11 Расчет ущерба от аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175
7.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179
7.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на площадочных объектах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185
7.14 Определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187
8 Особенности применения стандарта для анализа риска скважин
и трубопроводов системы сбора газа подземных хранилищ газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190
9 Рекомендации по использованию результатов анализа риска
при страховании опасного производственного объекта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .190
Приложение А (справочное) Характеристики опасных веществ, обращающихся
на опасных производственных объектах транспорта и хранения газа
и газового конденсата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .193
Приложение Б (рекомендуемое) Порядок расчета количеств опасных
веществ на некоторых составляющих опасных производственных
объектов транспорта и хранения газа и газового конденсата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .207
Приложение В (рекомендуемое) Обобщенное дерево отказов для подземного
магистрального газопровода . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .209
Приложение Г (рекомендуемое) Методики расчета интенсивности истечения
и количества выбрасываемого газа при разрушениях газопроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214
V
СТО Газпром 22.33512009
Приложение Д (рекомендуемое) Методики расчета интенсивности истечения
и количества выбрасываемого продукта при разгерметизации
конденсатопродуктопроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .234
Приложение Е (рекомендуемое) Методики расчета пространственновременного
распределения выбрасываемых продуктов с учетом их физикохимической
трансформации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277
Приложение Ж (рекомендуемое) Методики расчета физических параметров
и масштабов распространения поражающих факторов аварий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293
Приложение И (рекомендуемое) Критерии поражающего воздействия различных
поражающих факторов аварии на человека, имущество,
компоненты природной среды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340
Приложение К (рекомендуемое) Методика оценки ущерба от аварий на опасных
производственных объектах ОАО «Газпром» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .351
Приложение Л (рекомендуемое) Идентификация опасностей на подземном резервуаре
хранилища природного газа в отложениях каменной соли . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .365
Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .373
VI
СТО Газпром 22.33512009
Введение
Настоящий стандарт регламентирует выполнение процедуры количественного анализа
техногенного риска эксплуатации опасных производственных объектов транспорта газа и газо
вого конденсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром». Стандарт разработан во исполне
ние требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производ
ственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116ФЗ в рамках реализации следующих директив
ОАО «Газпром»:
Программы
научноисследовательских
и
опытноконструкторских
работ
ОАО «Газпром» на 2004 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром»
А.Б. Миллером 13.09.2004 г. № 0169;
Перечня приоритетных научнотехнических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг.,
утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (от 11.10.2005 г. № 01
106), п. 6.1 «Разработка технологий, технических средств и организационных мероприятий,
направленных на повышение экологической, промышленной, информационной и антитерро
ристической безопасности производственного комплекса Общества».
Стандарт разработан с учетом результатов практического использования применяемого
до введения в действие настоящего документа стандарта СТО РД Газпром 391.100842003
«Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов
газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»» на объектах эксплуатирующих организаций
ОАО «Газпром», а также требований федеральных надзорных и контрольных органов в области
промышленной безопасности.
Настоящий стандарт разработан в целях:
повышения уровня безопасности жизни и здоровья граждан, имущества физических
или юридических лиц, государственного или муниципального имущества и экологической
безопасности;
повышения уровня промышленной безопасности опасных производственных объек
тов транспорта газа и газового конденсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром»;
рационального использования ресурсов, направляемых на обеспечение промышлен
ной безопасности указанных опасных производственных объектов ОАО «Газпром»;
обеспечения сопоставимости процедур и результатов исследований в области анали
за и оценки риска, обусловленного возможными авариями на опасных производственных
объектах газовой отрасли.
В настоящем стандарте в полной мере учитывается как специфика эксплуатации тех
нологических объектов транспорта и хранения сжатого газа, а также транспорта газового кон
денсата, так и физические особенности протекания аварийных процессов на этих объектах.
VII
СТО Газпром 22.33512009
Стандарт содержит подробное описание последовательных этапов количественного
анализа риска применительно к технологическим объектам транспорта газа и газового кон
денсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» в объеме требований, предъявляемых к
содержанию деклараций промышленной безопасности руководящими документами Ростех
надзора (РД 03142005, РД 0335700, РД 0341801).
В документе рассматриваются вопросы:
оценки ожидаемых частот возникновения аварий;
построения сценариев развития аварий и оценки масштабов распространения пора
жающих факторов аварий;
оценки негативного воздействия поражающих факторов аварий на человека, техно
логическое оборудование, здания, сооружения и другие материальные объекты, а также на
компоненты окружающей природной среды;
оценки показателей риска для людей, в том числе потенциального, индивидуального,
коллективного и социального рисков;
оценки ожидаемого материального ущерба от аварий.
Стандарт разработан на основании договора от 17 апреля 2006 г. № 05590416.
Стандарт разработан коллективом авторов из ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: ответствен
ные исполнители: В.С. Сафонов (д.т.н.), С.В. Овчаров (к.т.н.), С.А. Ковалев (к.т.н.); исполни
тели:
С.В. Овчаров (к.т.н.), С.А. Ковалев (к.т.н.), С.В. Ганага (к.т.н.), А.В.Мельников,
Е.Н. Желтиков, А.А. Петрулевич (к.т.н.), М.А. Киркин, Т.В. Елаева.
В разработке стандарта также принимали участие: В.Д. Шапиро (к.т.н.), А.М. Почечуев
(ООО «Газпром газнадзор»); И.А. Швыряев, Д.А. Орехова (МГУ им. М.В. Ломоносова);
М.К. Теплов, В.И. Федчук (ООО «Подземгазпром»); С.И. Сумской (ОАО «НТЦ «Промы
шленная безопасность»).
VIII
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ АНАЛИЗА РИСКА
ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ»
Дата введения – 2009%12%30
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на опасные производственные объекты
ОАО «Газпром», в том числе линейную часть магистральных газопроводов (включая газопро%
воды%отводы), переходы через протяженные водные преграды (подводные газопроводы),
компрессорные станции, газораспределительные станции, линейную часть и насосные стан%
ции магистральных конденсатопродуктопроводов (транспортирующих газовый конденсат, не
содержащий токсические примеси), подземные хранилища природного газа в пористых
структурах и отложениях каменной соли.
1.2 Настоящий стандарт устанавливает методические подходы, термины и определе%
ния, а также процедуру и требования к оформлению результатов количественного анализа
техногенного риска, обусловленного авариями и инцидентами на опасных производственных
объектах транспорта газа и газового конденсата и подземных хранилищ газа, предназначен%
ные к использованию при разработке деклараций промышленной безопасности1, паспортов
безопасности2, разделов по анализу риска, промышленной безопасности и инженерно%техни%
ческим мероприятиям по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям в составе проект%
ной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооруже%
ние, консервацию и ликвидацию указанных опасных производственных объектов газотранс%
портных дочерних обществ.
1
Обязательность разработки декларации промышленной безопасности устанавливается в соответствии с пункта%
ми 2 и 3 ст.14 Федерального закона № 116%ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объек%
тов» [1].
2Разработка паспорта безопасности осуществляется в соответствии с приказом МЧС России от 04.11.2004 г. № 506
«Об утверждении типового паспорта безопасности опасного объекта».
Издание официальное
1
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
1.3 Положения настоящего стандарта обязательны для структурных подразделений
ОАО «Газпром», в части, их касающейся, а также для эксплуатирующих организаций
ОАО «Газпром», проектных и научно%исследовательских дочерних обществ и организаций
ОАО «Газпром», экспертных и других организаций ОАО «Газпром», принимающих решения
по разработке, участвующих в разработке или выполнении для опасных производственных
объектов, указанных в 1.1:
% деклараций промышленной безопасности3;
% паспортов безопасности4;
% экспертиз промышленной безопасности деклараций промышленной безопасности5,
и экспертиз документации в части анализа риска;
% целевых программ по снижению аварийности;
% целевых программ по снижению внеплановых потерь (возможных ущербов);
% разделов (по анализу риска, промышленной безопасности и инженерно%техническим
мероприятиям по гражданской обороне, предупреждению, локализации и ликвидации чрез%
вычайных ситуаций) в составе проектной документации на строительство, расширение,
реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию;
% обоснований страховых параметров при подготовке договоров обязательного страхо%
вания ответственности эксплуатирующих организаций ОАО «Газпром» за причинение вреда
жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварий.
2 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 26883%86 (СТ СЭВ 5127%85) Внешние воздействующие факторы. Термины и
определения
ГОСТ 27.002%89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
ГОСТ Р 22.0.02%94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Термины и определения
основных понятий
3 Для
разработки деклараций промышленной безопасности эксплуатирующие организации ОАО «Газпром» имеют
право [2] привлекать корпоративные научные и экспертные организации, специализирующиеся на выполнении
анализа риска в соответствии с настоящим СТО Газпром.
4 Сноска 3 верна также в отношении паспортов безопасности.
5 Обязательность проведения экспертизы промышленной безопасности деклараций промышленной безопасности
установлена в ст.13 Федерального закона № 116%ФЗ [1].
2
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ГОСТ 20911 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ 22.0.05%97 / ГОСТ Р 22.0.05%94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техно%
генные чрезвычайные ситуации. Термины и определения
СТО Газпром 2%3.5%032%2005 Положение по организации и проведению контроля за
соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности
объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»
СТО Газпром 2%3.5%051%2006 Нормы технологического проектирования магистральных
газопроводов
СТО Газпром РД 2.5%141%2005 Газораспределение. Термины и определения
СТО Газпром (проект) Методика анализа риска для опасных производственных объек%
тов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром»
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и
информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен
(изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (изме%
ненным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана
ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения, обозначения и сокращения
3.1 В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Федеральным зако%
ном «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1],
ГОСТ 12.0.002, ГОСТ 12.1.033, ГОСТ Р 22.0.02, ГОСТ Р 22.0.05, ГОСТ 26883, ГОСТ 27.002,
ГОСТ 20911, а также следующие термины с соответствующими определениями и сокраще%
ниями:
3.1.1 авария на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Разрушение соору%
жений и (или) технических устройств, применяемых на действующих опасных производ%
ственных объектах ОАО «Газпром», неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных
веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихся в технологических системах ука%
занных объектов.
[ВРД 39%1.2%054%2002 [3], раздел «Термины и определения»]
3.1.2 анализ риска аварии: Процесс идентификации опасностей и оценки риска ава%
рии на опасном производственном объекте для отдельных лиц или групп людей, имущества
или окружающей природной среды.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.2]
3
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
3.1.3 взрыв: Неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, свя%
занный с физическим, химическим или физико%химическим изменением состояния веще%
ства, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению удар%
ной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разруши%
тельным последствиям.
3.1.4 «взрыв» сосуда под высоким давлением: Быстропротекающее разрушение сосуда
(технологического аппарата, баллона, резервуара, цистерны, трубопровода и т.д.), в котором в
рабочем состоянии находятся сжатые под высоким давлением опасные вещества (природный
газ, газожидкостные смеси и т.д.), а разрушение сосуда возникает в результате внешнего меха%
нического воздействия, нагрева или взрыва образовавшейся взрывоопасной парогазовой
смеси внутри сосуда, коррозии, развития дефекта материала сосуда или сварного шва.
3.1.5 газораспределительная станция; ГРС: Совокупность технологического оборудо%
вания газопровода для снижения давления, очистки, одоризации и учета расхода газа перед
подачей его в газораспределительную сеть.
[СТО Газпром РД 2.5%141%2005, пункт 3.1.14]
3.1.6 газотранспортная система; ГТС: Совокупность взаимосвязанных газопроводов и
сопутствующих им сооружений, предназначенных для обеспечения газом потребителей.
3.1.7 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 готов%
ности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с
требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также к локализации и лик%
видации последствий аварии на опасном производственном объекте.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.8 декларируемый объект: Опасный производственный объект, для которого разра%
ботка декларации промышленной безопасности является обязательной согласно федераль%
ному законодательству или требованиям Ростехнадзора.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.9 заказчик: Юридическое лицо, заказывающее работу, включающую в свой состав
количественный анализ риска.
3.1.10 зона негативного воздействия поражающего фактора: Зона территориального (на
уровне земли) распределения физической характеристики заданного поражающего фактора
аварии вокруг места возникновения аварии, ограниченная изолинией заранее установленно%
го порогового значения данной физической характеристики.
4
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
П р и м е ч а н и е – например, зона теплового воздействия от вертикального колонного пламени
может характеризоваться распределением на уровне земли вокруг центра основания пламени удельно%
го потока тепловой радиации с внешней границей, соответствующей изолинии порогового значения
теплового потока 1,5 кВт/м2.
3.1.11 зона потенциального поражения; ЗПП: Зона территориального (на уровне земли)
распределения условных вероятностей поражения человека заданным поражающим факто%
ром аварии, ограниченная изолинией условной вероятности гибели человека, равной 0,01
(один процент).
3.1.12 индивидуальный риск: Частота поражения отдельного человека в результате воз%
действия исследуемых факторов опасности аварий.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.8]
3.1.13 идентификация опасностей аварии: Процесс выявления и признания, что опас%
ности аварии на опасном производственном объекте существуют, и определения их харак%
теристик.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.3]
3.1.14 инцидент на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Механическое
повреждение или проявление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента соору%
жений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его
систем (систем телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической защиты или
других), не повлиявшее на работоспособность объекта, но вызвавшее необходимость при%
нятия 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»]
3.1.15 коллективный риск: Ожидаемое количество пораженных в результате возмож%
ных аварий за определенное время.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.8]
3.1.16 количественный анализ риска, КолАР: Анализ риска, включающий процедуры
расчета одного или нескольких количественных составляющих и показателей риска из числа
следующих:
% ожидаемая частота аварий;
% размеры зон воздействия поражающих факторов аварии;
% количество пострадавших и погибших;
% ущерб от аварии;
% ожидаемый годовой ущерб;
5
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% потенциальный риск;
% коллективный риск;
% индивидуальный риск;
% социальный риск;
% технический риск.
3.1.17 компрессорная станция; КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода,
предназначенный для компримирования газа.
3.1.18 линейная часть магистрального газопровода; ЛЧ МГ: Совокупность участков
магистрального газопровода, соединяющих компрессорные станции между собой либо с газо%
распределительными станциями, и сооружений, входящих в состав газопровода: отводов,
лупингов, перемычек, запорной арматуры, переходов через естественные и искусственные
препятствия, узлов редуцирования давления, узлов очистки полости газопроводов, устройств
для ввода метанола, установок электрохимической защиты от коррозии, сооружений техноло%
гической связи, средств телемеханики, линий электроснабжения, противопожарных средств,
противоэрозионных средств, сооружений линейно%эксплуатационной службы, вдольтрассо%
вых проездов, вертолетных площадок.
3.1.19 линейная часть магистрального конденсатопродуктопровода; ЛЧ МКП: Совокуп%
ность участков магистрального конденсатопродуктопровода, соединяющих насосные стан%
ции между собой либо с приемо%сдаточными станциями, и сооружений, входящих в состав
конденсатопродуктопровода: запорной арматуры, переходов через естественные и искус%
ственные препятствия, узлов очистки полости трубопроводов, установок электрохимической
защиты от коррозии, средств телемеханики, противоэрозионных средств, сооружений линей%
но%эксплуатационной службы, вдольтрассовых проездов, вертолетных площадок.
3.1.20 магистральный газопровод; МГ: Магистральный трубопровод, предназначенный
для транспортировки природного газа.
3.1.21 магистральный конденсатопродуктопровод; МКП: Магистральный трубопровод,
предназначенный для транспортировки стабильного или нестабильного газового конденсата,
этана, широкой фракции легких углеводородов.
3.1.22 магистральный трубопровод: Технологически неделимый, централизованно упра%
вляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объек%
тов и сооружений, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных
для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандар%
тов продукции от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и
передачи в распределительные трубопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения.
6
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
3.1.23 максимальная гипотетическая авария; МГА: Авария, связанная c выбросом макси%
мально возможных количеств опасных веществ из технологического оборудования (блока),
сопровождающаяся отказом штатных систем противоаварийной защиты и/или реализацией
ошибочных действий персонала, сочетанием наиболее неблагоприятных природных условий,
способствующих распространению поражающих факторов аварии, и приводящая, как след%
ствие, к максимально возможному ущербу.
3.1.24 насосная станция конденсатопродуктопровода; НС: Комплекс сооружений маги%
стрального конденсатопродуктопровода, осуществляющий повышение давления в МКП с
помощью магистральных насосных агрегатов.
3.1.25 неконтролируемый выброс: Непредусмотренный технологическим процессом
(регламентом, проектом и т.д.) единовременный выход опасного газообразного вещества,
опасной жидкости или их смеси (природного газа, газового конденсата и т.д.) в атмосферу или
помещение производственного объекта из технологической системы.
3.1.26 ожидаемая частота аварий f, аварий/год: Прогнозируемое количество аварий на
опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.
3.1.27 ожидаемая удельная частота аварий на участке магистрального трубопровода λn,
аварий/(тыс. км · год): Прогнозируемое количество аварий на единице длины (1000 км) маги%
стрального трубопровода за один календарный год его эксплуатации.
3.1.28 ожидаемый годовой ущерб от аварий у, руб./год: Математическое ожидание ущер%
ба от возможных аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его
эксплуатации.
3.1.29 опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуще%
ству и (или) окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте.
Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разру%
шения 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 [4], пункт 2.4]
3.1.30 оценка риска аварии: Процесс, используемый для определения вероятности
(или частоты) и степени тяжести последствий реализации опасностей аварий для здоровья
человека, имущества и (или) окружающей природной среды. Оценка риска включает ана%
лиз вероятности (или частоты), анализ последствий и их сочетания.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.6]
7
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
3.1.31 поле потенциального риска: Пространственное распределение значений потен%
циального риска, рассчитанных в каждой точке (узле) выбранной расчетной сетки на рассма%
триваемой территории, изображаемое, как правило, совокупностью изолиний потенциально%
го риска.
3.1.32 подземное хранилище газа; ПХГ: Сооружение на основе подземной емкости,
предназначенное для закачки, хранения и последующего отбора газа, имеющее подключе%
ние к магистральному газопроводу.
[СТО Газпром РД 2.5%141%2005, пункт 3.5.19]
3.1.33 последствия аварии: Явления, процессы, события и состояния, обусловленные
возникновением аварии на опасном производственном объекте (травмирование людей, нане%
сение ущерба владельцу, третьим лицам или окружающей среде).
3.1.34 потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск): Частота реали%
зации поражающих факторов аварий в рассматриваемой точке территории.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.8]
3.1.35 приемлемый (предельно допустимый) риск: Риск, уровень которого допустим и
обоснован, исходя из экономических и социальных соображений.
3.1.36 разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометри%
ческих размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возмож%
ным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий,
сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.
3.1.37 реципиент: Объект негативного воздействия поражающих факторов аварии.
Реципиентами могут быть люди, компоненты природной среды и материальные ценности.
3.1.38 риск (техногенный риск): Мера опасности, характеризующая возможность (ожи%
даемую частоту) возникновения аварий и тяжесть их последствий.
П р и м е ч а н и е – В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в качествен%
ных, так и в количественных показателях. Основными количественными показателями техногенно%
го риска для людей являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск,
социальный риск.
8
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
3.1.39 составляющие опасного производственного объекта: Участки, установки, цеха,
хранилища или другие составляющие (составные части), объединяющие технические
устройства или их совокупность по технологическому и/или административному принципу
и входящие в состав опасного производственного объекта.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.40 социальный риск (F/N$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.
3.1.41 специалист: Работник, имеющий высшее специальное образование и участвую%
щий в выполнении работ по анализу риска.
3.1.42 cценарий аварии: Последовательность отдельных логически связанных событий,
обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к опреде%
ленным опасным последствиям аварии.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.43 сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии): Сце%
нарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период вре%
мени.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.44 сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по послед$
ствиям сценарий аварии): Сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и материаль%
ным ресурсам или компонентам природной среды.
[РД 03%14%2005 [2], Приложение 1]
3.1.45 техническое состояние объекта: Состояние объекта, которое характеризуется в
определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями
параметров, установленных нормативно%технической документацией.
3.1.46 условная вероятность поражения людей Pгиб: Вероятность гибели человека при
условии нахождения его под воздействием заданного поражающего фактора аварии.
3.1.47 утечка на объекте магистрального трубопроводного транспорта газов: Неконтро%
лируемый выход транспортируемого газа в атмосферу или помещение компрессорной стан%
ции, газораспределительной станции или автомобильной газонаполнительной компрес%
сорной станции без признаков аварии, но требующий проведения ремонтных работ для
обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.
[РД 08%204%98 [5], раздел 2]
9
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
3.1.48 ущерб от аварии: Потери (убытки) в производственной и непроизводственной
сфере жизнедеятельности человека, вред окружающей природной среде, причиненные в
результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном экви%
валенте.
[РД 03%418%01 [4], пункт 2.10]
3.1.49 чрезвычайная ситуация: Обстановка на определенной территории, сложившаяся
в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бед%
ствия, 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 «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера»[6], статья 1]
3.1.50 экспертная организация: Дочернее общество или организация ОАО «Газпром»,
имеющее соответствующую лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасно%
сти.
3.1.51 эксплуатирующая организация: Дочернее общество или организация ОАО «Газ%
пром», осуществляющее эксплуатацию на праве собственности или ином законном основа%
нии опасного(ых) производственного(ых) объекта(ов) ОАО «Газпром».
3.2 Обозначения и сокращения:
ААЗК – автомат аварийного закрытия крана;
АВО – аппарат воздушного охлаждения;
АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция;
АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;
ВВС – воздушная волна сжатия;
ВТД – внутритрубная диагностика;
ГВС – газовоздушная смесь;
ГНВ – газопровод надземный внутренний (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);
ГНН – газопровод надземный наружный (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);
ГП – газопровод подземный (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2)
ГПА – газоперекачивающий агрегат;
ГРП – газораспределительный пункт;
ГСМ – горюче%смазочные материалы;
ГСП – газосборный пункт;
ГТО – газотранспортное дочернее общество;
10
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ГЩУ – главный щит управления;
ДО – дочернее общество;
ДПБ – декларация промышленной безопасности;
ДТП – дорожно%транспортное происшествие;
ЕСГ – Единая система газоснабжения;
ЖН – жидкость нестабильная (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);
ЖС – жидкость стабильная (шифр одного из типов ОСПО – см. 7.5.2);
ИТМ ГОЧС – инженерно%технические мероприятия по гражданской обороне, преду%
преждению, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
КИК – контрольно%измерительная колонка;
КИПиА – контрольно%измерительные приборы и автоматика;
КПТМ – контрольный пункт телемеханики;
КРН – коррозионное растрескивание под напряжением;
КЦ – компрессорный цех;
ЛПУМГ – линейное производственное управление магистральных газопроводов;
ЛЭС – линейно%эксплуатационная служба;
ЛЭП – линия электропередач;
ММГ – многолетнемерзлые грунты;
МЭОЧАГаз – Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке
газопровода;
НД – нормативный документ;
НДС – напряженно%деформированное состояние;
НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения;
НС – насосная станция;
ОИ – обоснование инвестиций (как стадия проектирования и соответствующая про%
ектная документация);
ОПО – опасный производственный объект;
ОС – опасная составляющая;
ОСПО – опасная составляющая площадочного объекта;
ПЛА – план по локализации и ликвидации аварии;
ПОУ – потенциально опасный участок;
ПТЭ – правила технической эксплуатации;
ПТБ – правила техники безопасности;
ПУ – пылеуловитель;
11
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ПХГ – подземное хранилище газа;
ПЭБ – производственно%энергетический блок;
Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомно%
му надзору;
СИЗ – средства индивидуальной защиты;
СМР – строительно%монтажные работы;
СУГ – сжиженный углеводородный газ;
СУПБ – система управления промышленной безопасностью;
ТДА – турбодетадерный агрегат;
ТЗ – техническое задание;
ТМЦ – товарно%материальные ценности;
УОГ – установка очистки газа;
УПТГ – установка подготовки топливного и пускового газа;
ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов;
ЭХЗ – электрохимическая защита.
4 Общие положения
4.1 Назначение анализа риска. Цели и задачи анализа риска на различных этапах жиз$
ненного цикла опасного производственного объекта
4.1.1 Анализ техногенного риска (риска аварий) на ОПО ДО ОАО «Газпром» является
необходимым элементом управления промышленной безопасностью в ДО и представляет
собой циклическую процедуру, включающую систематизацию всей доступной информации о
состоянии ОПО и его окружения с точки зрения промышленной безопасности, идентифика%
цию опасностей, оценку риска аварий, анализ полученных показателей риска, разработку
рекомендаций по снижению риска и проверку эффективности этих рекомендаций в следую%
щем цикле анализа ОПО.
4.1.2 Основное назначение анализа техногенного риска на ОПО ДО ОАО «Газпром»
заключается в предоставлении лицам, принимающим решения:
% объективной информации о состоянии промышленной безопасности ОПО;
% сведений о наиболее опасных составляющих ОПО;
% сведений о возможном количестве пострадавших, объемах материального ущерба
производству, третьим лицам и окружающей природной среде от возможных аварий на ОПО
и ожидаемой частоте (вероятности) реализации аварий и их нежелательных последствий;
% обоснованных рекомендаций по уменьшению риска;
12
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% обоснованных рекомендаций по распределению материальных и финансовых ресур%
сов, направляемых на повышение уровня безопасности ОПО.
4.1.3 Цели и задачи анализа техногенного риска на разных этапах жизненного цикла
ОПО различаются и должны быть конкретизированы для каждого этапа.
4.1.4 На этапе обоснования инвестиций (ОИ) (когда решаются задачи оценки целесо%
образности реализации проекта, поиска приемлемого варианта размещения ОПО и его
основных составляющих, оценки предлагаемых вариантов принципиальных решений, срав%
нительной оценки экономической эффективности, оценки побочных социальных и экологи%
ческих последствий) целями анализа риска, как правило, являются:
% выявление опасностей и предварительная оценка риска (причем при соответствую%
щем обосновании достаточна только оценка последствий от наиболее критичных аварий) для
различных вариантов размещения объекта на местности и альтернативных технических реше%
ний с учетом возможного воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население
и окружающую природную среду, анализ приемлемости предложенных принципиальных тех%
нических решений и выбор оптимального размещения ОПО в целом в окружении иных про%
изводственных, социальных и природных объектов по критерию «риск%выгода»;
% оценка финансового, инвестиционного риска, обусловленного потерями дорогостоя%
щего оборудования и продукции в результате возможных аварий;
% определение (выделение) рисков, требующих дальнейшего, более глубокого исследо%
вания (при этом рекомендуется ограничиться расчетом только последствий аварий, результа%
ты которого могут, например, представлять собой верхнюю и нижнюю границы зон негатив%
ного воздействия):
% обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности
в составе ОИ;
% обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе ОИ;
% проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и
разделах ИТМ ГОЧС в составе ОИ при проведении экспертиз промышленной безопасности.
4.1.5 На этапе разработки проектной документации на строительство и расширение
ОПО целями анализа риска являются:
% выявление опасностей и предварительная количественная оценка риска для проектируе%
мого ОПО с установленными в целом технико%экономическими характеристиками ОПО с учетом
воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население и окружающую природную
среду для выбора оптимального варианта размещения технических устройств, зданий и сооруже%
ний ОПО по критерию безопасности для персонала, населения и окружающей природной среды;
13
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% обеспечение информацией для разработки инструкций, технологических регламен%
тов и ПЛА6 на проектируемом ОПО;
% обеспечение разработчиков проекта информацией для оптимального выбора и разме%
щения систем противоаварийной и противопожарной защиты, блокировок, сигнализаций и
т.п. на ОПО;
% обеспечение информацией в соответствии с Порядком [2] для разработки декларации
промышленной безопасности в составе проектной документации;
% обеспечение информацией в соответствии с Порядком [7] для разработки раздела
ИТМ ГОЧС в составе проектной документации;
% проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и
разделах ИТМ ГОЧС в составе проектной документации при проведении экспертиз промы%
шленной безопасности.
4.1.6 На этапе ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) ОПО целями анализа
риска являются:
% выявление опасностей и оценка последствий аварий, уточнение оценок риска, полу%
ченных на предыдущих этапах жизненного цикла ОПО;
% проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности;
% разработка и уточнение инструкций по вводу в эксплуатацию (выводу из эксплуатации).
4.1.7 На этапе эксплуатации ОПО целями анализа риска являются:
% проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопас%
ности;
% получение новой или уточнение существующей информации об основных опасно%
стях и рисках на ОПО для персонала, населения и окружающей природной среды, в том числе
при декларировании промышленной безопасности;
% получение новой или уточнение существующей информации об основных опасно%
стях и рисках на ОПО для населения (прежде всего) и для персонала при разработке паспор%
тов безопасности;
% расстановка приоритетов при направлении имеющихся в эксплуатирующей органи%
зации ограниченных ресурсов на техническое обслуживание и обновление оборудования с
целью оптимального распределения средств по составляющим ОПО в соответствии с уровня%
ми рассчитанного для них риска7;
6При
разработке ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.
7 При этом следует использовать готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности.
14
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% разработка рекомендаций и мероприятий по снижению риска;
% совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию,
уточнение ПЛА8 ОПО;
% оценка степени снижения риска в результате внесенных изменений в организацион%
ные структуры ОПО, приемы практической работы и технического обслуживания ОПО при
совершенствовании системы управления промышленной безопасностью.
4.1.8 При реконструкции и техническом перевооружении ОПО целями анализа риска
являются:
% обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности
в составе проектной документации на реконструкцию, техническое перевооружение;
% обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной
документации на реконструкцию, техническое перевооружение;
% выбор оптимальных (с учетом показателей риска) технических решений и размеще%
ния реконструируемых (перевооружаемых) составляющих ОПО;
% уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом технико%технологи%
ческих изменений объекта, связанных
с реконструкцией (перевооружением) отдельных
составляющих ОПО (в том числе при декларировании промышленной безопасности);
% уточнение инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, ПЛА9.
4.1.9 При капитальном ремонте на ОПО целями анализа риска являются:
% обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасно%
сти;
% выявление специфических опасностей ремонтных работ;
% уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом изменений в резуль%
тате капитального ремонта технико%технологических характеристик и технического состоя%
ния ОПО;
% уточнение технологических регламентов и инструкций, связанных с капитальным
ремонтом.
4.2 Структура показателей безопасности и риска
4.2.1 Основными количественными составляющими риска являются:
% ожидаемая частота аварий;
% размеры зон негативного воздействия поражающих факторов аварий;
8
При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.
9 При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО в части сценариев аварий и размеров зон поражения.
15
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% количество пострадавших, в том числе погибших и раненых (при реализации кон%
кретного сценария аварии);
% условная вероятность поражения людей (при реализации конкретного сценария ава%
рии);
% ущерб от аварии (при реализации конкретного сценария аварии).
Основными количественными показателями риска являются:
% ожидаемый годовой ущерб;
% потенциальный территориальный риск;
% коллективный риск;
% индивидуальный риск;
% социальный риск (F/N%кривая).
4.2.2 Ожидаемая частота аварий f, аварий/год, – это прогнозируемое количество ава%
рий на ОПО за один календарный год. В указанных единицах ожидаемая частота измеряется
применительно к площадочным ОПО (объекту в целом или какой%либо его составляющей), а
также к участкам трубопроводов (магистральных и технологических) ограниченной фиксиро%
ванной длины. Для протяженных магистральных трубопроводов и отводов от них использует%
ся также понятие ожидаемой удельной частоты, измеряемой в числе аварий в год на единицу
длины трубопровода (аварий/(км · год) или (аварий/(1000 км · год). Ожидаемая частота аварий
для различных видов ОПО рассчитывается в соответствии с 5.4, 6.4, 7.4.
4.2.3 Размер(ы) зоны воздействия заданного поражающего фактора аварии определя%
е(ю)тся при необходимости (по указанию заказчика КолАР) на основе результатов расчета
территориального распределения основной физической характеристики этого поражающего
фактора путем задания порогового значения указанной характеристики с построением соот%
ветствующих изолинии(й) и последующего измерения характерных размеров (радиуса круга,
малой и большой осей эллипса или продольного и поперечного размеров) полученного изо%
бражения зоны на уровне земли.
П р и м е ч а н и е – например, характерным размером зоны теплового воздействия от вертикаль%
ного цилиндрического пламени при заданном пороговом значении теплового потока облучения
1,5 кВт/м2, является радиус круга с центром, совпадающим с центром основания пламени, который
(т.е. круг) образован изолинией 1,5 кВт/м2.
4.2.4 Количество пострадавших N, чел., – характеристика потерь среди людей в резуль%
тате конкретной аварии на ОПО. Значения этой характеристики рекомендуется рассчитывать
для каждого расчетного сценария аварии, а при разработке деклараций промышленной безо%
пасности и паспортов безопасности ОПО требуется их определять в отношении персонала
16
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ОПО и населения при реализации наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного по
последствиям сценариев аварий на ОПО.
4.2.5 Ущерб от аварии, У, руб., определяется как потери (убытки) в производственной
сфере ОПО, убытки третьих лиц и вред природной среде в результате одной конкретной ава%
рии на ОПО и исчисляется в денежном выражении. В определенных случаях (по согласова%
нию с заказчиком КолАР) ущерб допускается исчислять в натуральных показателях. Значения
этой характеристики рекомендуется рассчитывать для каждого расчетного сценария аварии, а
при разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов безопасности ОПО
требуется их определять для случаев реализации наиболее вероятного и наиболее неблагопри%
ятного по последствиям сценариев аварий на ОПО.
В настоящем стандарте рассматривается только прямой ущерб от воздействия пора%
жающих факторов аварий, который не включает в себя косвенные потери организации,
эксплуатирующей ОПО (потери доходов в результате простоев и т.д.).
Основными составляющими ущерба от аварии являются:
% социально%экономический ущерб – ущерб, связанный с гибелью и травмированием
людей, выбытием трудовых ресурсов в результате реализации конкретного сценария аварии;
% прямой ущерб производству на ОПО – ущерб, связанный с уничтожением или
повреждением основных фондов и товарно%материальных ценностей организации в результа%
те реализации конкретного сценария аварии;
% ущерб, связанный с затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и
расследование причин;
% ущерб имуществу третьих лиц – ущерб, связанный с уничтожением или повреж%
дением в результате реализации конкретного сценария аварии зданий, сооружений, инженер%
ных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим (третьим) лицам;
% экологический ущерб – ущерб, связанный с загрязнением атмосферы, водных ресур%
сов, почвы, уничтожением лесных массивов, других компонентов природной среды в резуль%
тате реализации конкретного сценария аварии.
4.2.6 Условная вероятность поражения людей Pгиб, %, определяется как условная
вероятность гибели человека или процент погибших среди группы людей, находящихся в
рассматриваемой точке территории при реализации с вероятностью, равной 1, конкретного
сценария аварии. При практических расчетах рекомендуется строить изолинии условной
вероятности поражения на плане территории ОПО и прилегающей территории при реали%
зации наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного по последствиям сценариев ава%
рий на ОПО (см. 5.9).
17
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
4.2.7 Ожидаемый ущерб от аварий на ОПО У, руб./год, определяется как математиче%
ское ожидание ущерба от возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО.
Рассчитывается с учетом ожидаемой частоты аварий на ОПО в соответствии с 5.13, 6.13, 7.13.
Основными составляющими ожидаемого годового ущерба являются:
% ожидаемый годовой социально%экономический ущерб – прогнозируемый ущерб за
год, связанный с гибелью и травмированием людей, выбытием трудовых ресурсов в результа%
те возможных аварий;
% ожидаемый годовой прямой ущерб производству на ОПО – прогнозируемые ежегод%
ные потери основных фондов и товарно%материальных ценностей организации, которые
могут быть уничтожены или повреждены в результате возможных аварий;
% ожидаемый годовой ущерб, связанный с затратами на ликвидацию возможных ава%
рий, и расследование их причин;
% ожидаемый годовой ущерб имуществу третьих лиц – прогнозируемые ежегодные зат%
раты, связанные с уничтожением или повреждением в результате возможных аварий зданий,
сооружений, инженерных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим
(третьим) лицам;
% ожидаемый годовой экологический ущерб – прогнозируемый ежегодный ущерб, свя%
занный с загрязнением атмосферы, водных ресурсов, почвы, уничтожением лесных массивов
и других компонентов природной среды в результате возможных аварий.
4.2.8 Потенциальный территориальный риск Rpot, 1/год, трактуется как ожидаемая
частота гибели человека в результате воздействия совокупности поражающих факторов всех
расчетных сценариев аварий на ОПО при условии постоянного (условно) нахождения челове%
ка в рассматриваемой точке территории. Потенциальный риск отражает максимально воз%
можный уровень опасности для человека без учета возможности его временного (периодиче%
ского) отсутствия в рассматриваемой точке пространства, а также без учета возможных дей%
ствий человека по своей защите от поражающих факторов аварий (действий по избеганию
опасности). Рассчитывается в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.
4.2.9 Коллективный риск Rcol, чел./год, определяется как ожидаемое количество
погибших в результате возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО на
определенной территории (территории самого ОПО и территории, примыкающей к ОПО).
Определяется по результатам расчета территориального распределения потенциального риска
с учетом пространственно%временного распределения людей в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.
4.2.10 Индивидуальный риск Rind, 1/год, допускается определять как частоту гибели
представителя выделенной категории людей (а не отдельного индивидуума) в результате воз%
18
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
действия совокупности поражающих факторов аварий с учетом показателей жизнедеятельно%
сти этой категории людей (доли времени нахождения в рассматриваемой точке за выбранный
период времени, особенностей физиологического восприятия негативного воздействия, аде%
кватности действий при чрезвычайных ситуациях, наличия и эффективности систем защиты
от соответствующего поражающего фактора и т.д.). При этом допускается применять показа%
тель среднего индивидуального риска (см. 5.12).
4.2.11 Социальный риск характеризует риск для групп людей и интерпретируется так
называемой диаграммой частот%последствий (F/N%кривой), представляющей собой зависи%
мость частоты F возникновения событий, при которых пострадает с определенной степенью
тяжести не менее N человек, от этого числа N. Социальный риск отражает тяжесть послед%
ствий аварий, связанных с поражением людей, т.е. катастрофичность аварий, и рассчитывает%
ся в соответствии с 5.12.6.
При практическом анализе риска F/N%диаграмма строится в виде кривой кумулятив%
ной (накопленной) частоты потенциального события с N летальных исходов, получаемой сло%
жением частот реализации ряда расчетных сценариев с определенным числом погибших в
каждом сценарии. В итоге диаграмма иллюстрирует, по существу, вероятность реализации N
или более летальных исходов.
F/N%кривая рекомендуется к использованию, когда выбран определенный критерий
приемлемости ущерба, как, например, в случае, когда надзорными органами регламентирует%
ся неприемлемость реализации более чем 10 летальных исходов в результате аварии.
4.3 Основные этапы анализа риска
4.3.1 Основными этапами количественного анализа риска являются:
% планирование и организация работ по анализу риска;
% идентификация опасностей;
% оценка риска;
% разработка рекомендаций по уменьшению риска.
Указанные этапы состоят из подэтапов, приведенных на блок%схеме обобщенной про%
цедуры количественного анализа риска, как показано на рисунке 4.1.
4.3.2 На этапе 1 КолАР «Планирование и организация работ» следует:
% определить причины, факторы и проблемы, обусловившие необходимость проведе%
ния анализа риска;
% организовать группу специалистов для выполнения КолАР;
% определить цели и задачи анализа риска в соответствии с требованиями заказчика
КолАР и с учетом стадии жизненного цикла ОПО (см. 4.1);
19
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 4.1 – Этапы выполнения КолАР
% определить глубину (детальность) анализа риска с учетом целей и задач анализа,
финансовых ресурсов, выделенных на проведение анализа, ограничений исходных данных об
ОПО и на этой основе уточнить набор рассчитываемых показателей риска, алгоритм и набор
методов анализа риска из числа рекомендуемых в настоящем стандарте;
% уточнить состав группы специалистов для выполнения КолАР с учетом выявленной
глубины анализа риска;
20
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% собрать данные и описать ОПО (технологическое оборудование, коммуникации,
сооружения, здания, системы управления и защиты), его природное и социальное окружение
с учетом требований и рекомендаций, изложенных в [2, 4] и 5.2.5, 6.2.5, 7.2.5;
% обосновать критерии приемлемого риска, которые рекомендуется определять, бази%
руясь либо на нормах и правилах промышленной безопасности, либо на сведениях об имев%
ших место авариях, инцидентах, их последствиях (среднестатистических показателях техно%
генных происшествий), либо на фоновых показателях риска повседневной деятельности,
либо на учете баланса «риск%выгода» для рассматриваемого ОПО. Допускается также исполь%
зовать рекомендуемые для Российской Федерации предельно допустимые уровни риска для
населения, изложенные в Декларации Российского научного общества анализа риска [8].
4.3.3 На втором этапе КолАР «Идентификация опасностей» на основе детального ана%
лиза материально%технической базы и технологической специфики ОПО следует:
% выявить и описать все обращающиеся на ОПО опасные вещества (характеристики и
количество каждого вещества);
% выявить и описать все источники опасностей, которыми могут быть технические
устройства, технологические блоки и процессы, участки трубопроводов; описать места их рас%
положения на ОПО;
% определить пути реализации этих опасностей, т.е. все принципиально возможные сце%
нарии аварий (прежде всего – сценарии, аналогичные событиям, имевшим место в реально%
сти). При этом рекомендуется использовать один из следующих качественных методов анали%
за риска (или их совокупность): «Что будет, если…?» (What if), метод анализа опасностей и
работоспособности (HAZOP), контрольный список (Checklist) , метод анализа видов и послед%
ствий отказов (FMEA), метод анализа деревьев отказов и деревьев событий (последний в рам%
ках описываемого этапа следует использовать без определения вероятностей событий) [9,10].
При описании сценариев определяются условия возникновения и последовательность
развития аварий с учетом, прежде всего, возможности взрыва, пожара, разлета осколков, ток%
сического поражения и других поражающих факторов, возникающих при нарушениях герме%
тичности или разрывах трубопроводов и емкостного оборудования.
Анализ риска может быть прекращен на этом этапе только в том случае, если предва%
рительно приблизительно оцененные последствия реализации каждого из выявленных сцена%
риев оказываются незначительными или нулевыми для целевых реципиентов.
Примечание – Например, если в качестве цели КолАР сформулирован расчет показателей
риска для населения, а предварительная оценка последствий показала, что ни один из поражающих фак%
торов аварий ни при каких условиях не выходит за пределы огороженной территории ОПО, то процедуру
КолАР можно завершить на данном начальном этапе, сделав вывод о безопасности ОПО для населения.
21
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Идентификацию опасностей следует осуществлять в соответствии с 5.3, 6.3, 7.3 с уче%
том приложений А, Б, В. При этом рекомендуется учитывать результаты регистрации ОПО в
государственном реестре ОПО, данные о распределении опасных веществ в технологических
системах объекта, информацию, представленную в проектной документации на ОПО и
эксплуатационной документации эксплуатирующей организации, данные расследования
причин аварий.
4.3.4 Подэтап 3.1 «Оценка ожидаемой частоты аварий» этапа 3 КолАР «Оценка риска»
состоит в определении для каждого источника опасности в составе ОПО (из числа выбранных
на предыдущем этапе расчетных источников) частоты возникновения потенциальных аварий
на нем. Оценку рекомендуется проводить, прежде всего, на основе анализа статистических
данных об имевших место авариях на аналогичных технологических объектах с использова%
нием метода корректировки средней частоты с учетом имеющихся конструктивно%технологи%
ческих отличий конкретного анализируемого объекта и местных факторов влияния на веро%
ятность нарушения его целостности (см. 5.4, 6.4, 7.4).
При отсутствии статистических данных по имевшим место авариям, но при наличии
данных о параметрах надежности элементов, составляющих анализируемую технологическую
систему (блок, установку и т.п.), рекомендуется использовать метод дерева отказов [9].
4.3.5 На подэтапе 3.2 «Выбор и обоснование основных (расчетных) сценариев аварий»
из всей совокупности выявленных на этапе идентификации опасностей нежелательных собы%
тий следует выполнить выбор и обоснование расчетных сценариев (т.е. характерных и наибо%
лее опасных, принимаемых в расчет для проведения дальнейшей количественной оценки
риска ОПО) путем предварительной сравнительной оценки последствий каждого нежелатель%
ного события. При этом критичность событий и масштабы последствий оцениваются по кри%
териям, сформулированным при определении целей и задач анализа риска и «целевых» кате%
горий реципиентов. Выбор и обоснование расчетных сценариев следует проводить в соответ%
ствии с 5.5, 6.5, 7.5.
4.3.6 Подэтап 3.3 КолАР «Оценка условных вероятностей реализации расчетных сцена%
риев аварий» состоит в определении для каждого расчетного сценария аварии на каждом рас%
четном источнике опасностей вероятности его реализации при условии, что авария произо%
шла. Оценку рекомендуется проводить с использованием метода дерева событий [9]. При
этом значения вероятностей альтернатив в узлах разветвлений дерева рекомендуется опреде%
лять как статистические условные вероятности (относительные частоты) реализации альтер%
нативных событий на основе анализа соответствующих статистических данных (в частности,
данных по возгоранию%невозгоранию газа при аварийном выбросе, срабатыванию%несраба%
22
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
тыванию элементов систем пожаротушения и т.д.). Подэтап следует выполнять в соответствии
с указаниями, изложенными в 5.6, 6.6, 7.6.
4.3.7 Подэтап 3.4 КолАР «Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов опас%
ных веществ» состоит в математическом моделировании для каждого расчетного сценария
аварии газо% или гидродинамических процессов истечения в окружающую среду газа, жидко%
сти или двухфазного флюида с целью определения зависимостей скорости истечения флюида
от времени и интегральных объемов выбросов флюида за заданное время. Подэтап следует
выполнять в соответствии с указаниями 5.7, 6.7, 7.7 и приложениями Г, Д.
4.3.8 Подэтап 3.5 КолАР «Расчет распространения поражающих факторов аварий в
окружающей среде» состоит в математическом моделировании для каждого расчетного сцена%
рия аварии газодинамических и тепломассообменных процессов, определяющих особенности
физико%химических трансформаций истекающего флюида в окружающей среде (например,
характер воспламенения газа, форму и размеры пламени), а также возникновение и распро%
странение поражающих факторов аварии (теплового облучения, воздушной волны сжатия,
осколков и т.п.) на рассматриваемой территории с учетом природно%климатических характе%
ристик местности. Результатом выполнения подэтапа являются территориальные распределе%
ния значений физических характеристик поражающих факторов аварий (например, совокуп%
ность изолиний удельного теплового потока от пожара, нанесенная на план территории ОПО
и местности вокруг него). Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.8, 6.8, 7.8
и приложениями Е, Ж.
4.3.9 Подэтап 3.6 КолАР «Расчет условных вероятностей поражения людей и количе%
ства пострадавших» состоит:
% в определении для каждой из выявленных к рассмотрению категорий потенциальных
реципиентов (например, для персонала ОПО) функциональной связи между мерой негатив%
ного воздействия того или иного поражающего фактора аварии (например, дозой теплового
облучения) и условной вероятностью поражения (гибели) человека;
% оценке значения этой вероятности для каждого расчетного сценария аварии в различ%
ных точках территории внутри зоны действия поражающего фактора (т.е. при условии, что
реципиенты находятся непосредственно в зоне действия поражающего фактора);
% расчете числа погибших и раненых для каждого расчетного сценария аварии.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.9, 6.9, 7.9 и приложением И.
4.3.10 Подэтап 3.7 КолАР «Расчет ущерба» состоит:
% в оценке социально%экономического ущерба, связанного с гибелью и травмировани%
ем людей, в денежном выражении для каждого расчетного сценария аварии;
23
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% определении для каждой из рассматриваемых категорий имущества (зданий, соору%
жений, технологического оборудования, дорог), принадлежащего собственнику ОПО и
третьим лицам, и для каждой из рассматриваемых категорий компонентов природной среды
(лесных угодий, почв, сельхозкультур, акваторий) критериев их повреждения или уничтоже%
ния тем или иным поражающим фактором аварии;
% оценке степени повреждения и объемов (в натуральном выражении) поврежденных
или уничтоженных компонентов имущества и природной среды для каждого расчетного сце%
нария аварии;
% расчете соответствующих ущербов имуществу и природным компонентам в денеж%
ном выражении для каждого расчетного сценария аварии;
% расчете затрат на ликвидацию аварии и расследование ее причин.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.9–5.11; 6.9 – 6.11; 7.9–7.11
и приложениями И, К.
4.3.11 Подэтап 3.8 КолАР «Расчет потенциального, коллективного, индивидуального и
социального рисков» состоит:
% в определении в каждой расчетной точке территории ОПО и вокруг него значения
потенциального риска, рассчитываемого с учетом ожидаемой частоты аварий на всех приня%
тых к расчету источников опасности на ОПО и возможных воздействий поражающих факто%
ров, реализуемых при авариях на этих источниках, на человека, условно постоянно находяще%
гося в рассматриваемой точке;
% построении изолиний потенциального риска на плане территории ОПО и вокруг
него;
% расчете показателей коллективного, индивидуального и социального риска
(F–N%диаграмм) для персонала и населения с учетом конкретного распределения людей по
территории и времени пребывания на ней, а также адекватности их действий и/или эффек%
тивности штатных систем защиты.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.12, 6.12, 7.12.
4.3.12 Подэтап 3.9 КолАР «Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частоты ава%
рий на ОПО» состоит из определения в денежном выражении (руб./год) ожидаемых годовых
(т.е. с учетом частоты возникновения аварий) ущербов различным реципиентам (социально%
экономического ущерба, прямого ущерба имуществу организации, ущерба имуществу третьих
лиц, затрат на ликвидацию и расследование причин аварий, экологического ущерба) и сум%
марного ожидаемого годового ущерба.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.13, 6.13, 7.13.
24
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
4.3.13 Подэтап 3.10 КолАР «Определение перечня наиболее опасных составляющих
ОПО. Сравнение показателей риска с рекомендуемыми уровнями приемлемого риска (или
другими показателями обоснованной базы сравнения)» состоит:
% в определении наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев
аварий на ОПО;
% выделении по результатам проведенного анализа риска наиболее опасных по показа%
телям риска составляющих ОПО;
% сравнении рассчитанных показателей риска для различных категорий реципиентов с
рекомендованными уровнями приемлемого риска или другими показателями обоснованной
базы сравнения для тех же категорий реципиентов.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.14, 6.14, 7.14.
4.3.14 Этап 4 КолАР «Разработка рекомендаций по уменьшению риска» состоит для
действующих ОПО в выработке на основе результатов проведенного анализа риска обосно%
ванных технических и организационных мероприятий для снижения риска на ОПО и предло%
жений по рациональному распределению средств на ремонт, реконструкцию, дополнительное
техобслуживание технологических систем, блоков, участков с учетом неравнозначности
выявленных уровней опасности этих участков.
Для проектируемых ОПО данный этап состоит в выработке на основе результатов про%
веденного анализа риска обоснованных предложений по изменению размещения и взаимно%
го расположения составляющих ОПО и блоков (участков) в их составе, предложений по опти%
мизации технических решений, влияющих на конструктивную надежность элементов ОПО и
масштабы последствий возможных аварий.
5 Анализ риска линейной части магистральных газопроводов
5.1 Блок$схема анализа риска линейной части магистральных газопроводов
5.1.1 Структура, содержание этапов алгоритма и методический подход к анализу риска
ЛЧ МГ определяются выраженной спецификой линейной части, характеризующейся следую%
щими особенностями:
% высокая производительность МГ и значительная протяженность секций между
линейными кранами – свойства, объективно обусловливающие в случае разрыва трубопрово%
да выброс в окружающую среду больших количеств природного газа;
% прямой контакт МГ с природной средой, предопределяющий наличие взаиморазрушающих
процессов в системе «трубопровод%среда», снижающих конструктивную надежность трубопровода;
% линейная протяженная макрогеометрия, обусловливающая:
25
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
а) тот факт, что разные участки трассы каждого конкретного трубопровода эксплуати%
руются в неодинаковых грунтовых, гидрогеологических, геокриологических, ландшафтно%то%
пографических, сейсмических, социально%демографических, хозяйственно%экономических и
связанных с ними антропогенных и техногенных условиях при изменяющихся по трассе кон%
структивно%технологических и эксплуатационных параметрах самого трубопровода, что пре%
допределяет различие на разных участках трассы, во%первых, значений ожидаемой частоты
аварий и, во вторых, видов и объемов возможного ущерба от аварий;
б) непредсказуемость точного места возникновения аварии по длине трассы, что
усложняет методические подходы к расчету показателей риска на прилегающей к трассе тру%
бопровода территории;
в) прохождение значительной части МГ по густонаселенным территориям при отсут%
ствии ограждения трасс, обусловливающее повышение вероятности антропогенных воздей%
ствий на трубопровод и возникновения большого социально%экономического ущерба в
результате вызванных этими воздействиями аварий.
5.1.2 При проведении анализа риска ЛЧ МГ в соответствии с приведенной на рисунке 5.1
блок%схемой под аварией на ЛЧ МГ следует понимать разрыв газопровода на полное сечение с
выбросом природного газа с воспламенением или без воспламенения в окружающую среду.
5.1.3 Блок%схема анализа риска линейной части магистральных трубопроводов (в том
числе МГ и МКП) приведена на рисунке 5.1.
5.2 Планирование и организация работ
5.2.1 Исходными информационными материалами для выполнения этапа 1 «Планиро%
вание и организация работ по анализу риска на ЛЧ МГ» являются:
% ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения коли%
чественного анализа риска МГ;
% информация о фоновых уровнях риска (среднестатистических показателях техноген%
ных происшествий) для населения и персонала на территориях размещения трасс(ы) анали%
зируемого МГ, уровнях приемлемого риска для населения и персонала, установленных приме%
нительно к аналогичным МГ за рубежом, а также – о рекомендуемых для Российской Феде%
рации уровнях приемлемого риска, приведенных в Декларации Российского научного обще%
ства анализа риска [8].
Последовательность выполнения этапа отражена в 5.2.2–5.2.6.
5.2.2 Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами, указываемы%
ми в ТЗ, как правило, являются:
26
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.1 – Блок%схема анализа риска на ЛЧ магистральных трубопроводов
% разработка декларации(й) промышленной безопасности [2] для всего комплекса дей%
ствующих ОПО ( в том числе участков МГ и газопроводов%отводов) в составе ГТО ОАО «Газпром»;
% разработка декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в
составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию МГ в целом
или отдельного участка МГ;
27
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% проведение анализа риска для обоснования размещения трассы участка МГ на ран%
них этапах проектирования МГ;
% разработка паспортов безопасности на участки действующих МГ;
% разработка планов по локализации и ликвидации аварий (ПЛА) для проектируемых и
действующих МГ;
% проведение анализа риска для отдельных участков действующих МГ для обоснования
возможности строительства различных объектов вблизи трассы МГ.
В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ следует определить цели, задачи, глуби%
ну анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с
5.2.3, 5.2.4.
5.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска.
5.2.3.1 При разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов безопас%
ности для действующих МГ целью анализа риска является расчет всего спектра показателей
риска (см. 4.2) для всех анализируемых участков МГ и разработка рекомендаций для эксплу%
атирующей организации по уменьшению риска эксплуатации МГ. Для реализации этих целей
рекомендуется выполнять полный цикл количественного анализа риска с использованием
методик и математических моделей, приведенных в настоящем стандарте.
5.2.3.2 При анализе риска на ранних стадиях проектирования МГ (стадии обоснования
инвестиций) целью анализа риска является определение только части спектра показателей
риска, как%то: характеристик и степени опасности обращающегося на МГ вещества (прило%
жения А, Б), ожидаемой частоты аварий (на основе использования статистических данных по
авариям на аналогичных МГ и построенного дерева отказов для анализируемого газопровода
(приложение В)), размеров зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий,
объемов ущерба и ожидаемого числа пострадавших среди населения на наиболее критичных
участках трассы МГ, рассчитываемых для различных вариантов прокладки трассы МГ и вари%
антов предварительных технических решений по линейной части с дальнейшей разработкой
рекомендаций по размещению трассы и выбору оптимальных технических решений. Глубину
анализа следует ограничить применением инженерных моделей расчета последствий аварий
на МГ, ряд которых приведен в приложениях Г, Е, Ж.
5.2.3.3 При разработке декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ
ГО ЧС в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию МГ
в целом или отдельного участка МГ целью анализа риска является расчет всех составляющих
и показателей риска (см. 4.2) для проектируемого(ых) участка(ов) МГ и разработка рекомен%
даций по оптимизации технических решений с целью уменьшения риска МГ. Для реализации
28
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
этих целей рекомендуется выполнить полный цикл количественного анализа риска в соответ%
ствии с требованиями раздела 5.
5.2.3.4 При разработке ПЛА для линейной части МГ целью анализа риска является
определение характерных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей разработ%
кой организационно%технических мероприятий и плана действий персонала по локализации
и ликвидации аварий. ПЛА следует разрабатывать с использованием готовых результатов ана%
лиза риска из декларации промышленной безопасности МГ в части рассмотренных в ней сце%
нариев аварий и размеров соответствующих зон поражения.
5.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Для проведения работ по анализу риска ЛЧ МГ рекомендуется следующий примерный
состав специалистов:
% руководитель работ;
% специалист по технологии трубопроводного транспорта газа;
% специалист по автоматике и телемеханике объектов линейной части МГ;
% специалист по диагностированию линейной части МГ;
% специалист по анализу риска ОПО транспорта газа (рекомендуется наличие квалифи%
кации эксперта, осуществляющего экспертизу деклараций промышленной безопасности и
документов в части анализа риска магистральных трубопроводов (шифры областей аккреди%
тации в системе аккредитации по промышленной безопасности 4.1.5.2; 4.2.5.2);
% инженер%программист;
% оператор ЭВМ.
Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы дол%
жна определяться количеством анализируемых участков МГ с газопроводами%отводами в
составе заказанной работы и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами
КолАР) глубиной анализа.
5.2.5 Описание анализируемого(ых) участка(ов) МГ и его окружения следует выпол%
нять на основе анализа и систематизации следующих информационных материалов и исход%
ных данных:
% общие сведения (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей) о заказчике
проекта (только для проектируемых объектов);
% общие сведения об эксплуатирующей (или намеченной к роли таковой – для проек%
тируемых МГ) организации (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
% технологическая схема участка(ов) МГ с трубопроводами%отводами;
% план трасс(ы) участка(ов) МГ с трубопроводами%отводами и прилегающей террито%
рии (c населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными препят%
ствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);
29
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% перечень и конструктивно%технологические параметры газопровода(ов) (название,
диаметр, давление, категория участка, протяженность, расстановка линейных кранов, данные
по трубам и трубным сталям, изоляционным покрытиям и др.);
% описание природно%климатических условий района расположения газопровода(ов);
% характеристики грунтов (коррозионные, механические, мерзлотные и др.) вдоль
трасс(ы) газопровода(ов);
% перечень и характеристики подземных переходов газопровода(ов) через дороги (авто%
мобильные и железные);
% cведения об идущих параллельно газопроводу(ам) авто% и железных дорогах, инже%
нерных коммуникациях;
% перечень и характеристики подводных переходов газопровода(ов);
% перечень и характеристики воздушных переходов газопровода(ов);
% перечень пересечений газопровода(ов) с инженерными коммуникациями;
% перечень и характеристики наземного оборудования линейной части газопровода(ов);
% технические характеристики системы линейной телемеханики;
% описание и основные характеристики лесных угодий вдоль трасс(ы) газопровода(ов);
% описание сельскохозяйственных угодий и распределения сельхозрабочих и сельхоз%
техники вдоль трасс(ы) газопровода(ов);
% данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;
% данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;
% перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться источни%
ком чрезвычайной ситуации для газопровода(ов);
% численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего персо%
нала по трассе(ам) газопровода(ов);
% данные об имевших место авариях на газопроводе(ах);
% результаты диагностических обследований линейной части газопровода(ов).
5.2.6 Обоснование уровней приемлемого риска как базы для сравнения с ними расчет%
ных показателей риска после проведения КолАР следует выполнять отдельно для населения и
производственного персонала с учетом фоновых рисков, наблюдающихся на территориях
прохождения анализируемого МГ, а также с учетом существующих рекомендаций по выбору
уровней приемлемого риска (см. 5.14).
5.3 Идентификация опасностей на магистральных газопроводах
5.3.1 При анализе риска МГ в качестве источника опасности идентифицируется непо%
средственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество – природный газ. Процеду%
30
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ра идентификации в данном случае заключается в определении опасных свойств и параметров
состояния транспортируемого газа, расчете количеств природного газа в разных секциях МГ,
перечислении возможных физических проявлений аварии на МГ, определении возможных
причин аварий на разных участках МГ и выделении наиболее опасных для потенциальных
реципиентов участков трассы МГ.
5.3.2 Состав исходных данных для выполнения данного этапа:
% справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение А);
% технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводами%отводами;
% план трасс(ы) участка(ов) МГ с газопроводами%отводами и прилегающей территории;
% перечень и конструктивно%технологические параметры газопровода(ов);
% описание природно%климатических условий района расположения газопровода(ов);
Последовательность выполнения этапа отражена в 5.3.3–5.3.7.
5.3.3 Определение опасных свойств транспортируемого продукта.
Следует выявить и перечислить основные характеристики и опасные свойства природ%
ного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке
МГ, представив данные в соответствии с таблицей 5.1.
Та б л и ц а 5.1 – Характеристика опасного вещества
Наименование параметра
Значение
Источник
параметра информации
1 Вид опасного вещества
(в соответствии с приложением 1 Федерального закона [1])
2 Название вещества
2.1 химическое
2.2 торговое
3 Формула
3.1 эмпирическая
3.2 структурная
4 Состав, %
4.1 основной продукт
4.2 примеси
5 Общие данные
5.1 молекулярный вес
5.2 температура кипения, °С (при давлении 101 кПа)
5.3 плотность при 20 °С, кг/м3
6 Данные о взрывопожароопасности
6.1 температура вспышки °С
6.2 температура самовоспламенения, °С
6.3 температура воспламенения,°С
6.4 пределы взрываемости
31
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 5.1
Наименование параметра
Значение
Источник
параметра информации
7 Данные о токсической опасности (класс опасности)
7.1 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
7.2 ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3
7.3 летальная токсодоза LСt50
7 4 пороговая токсодоза PCt50
8 Реакционная способность
9 Запах
10 Коррозионное воздействие
11 Меры предосторожности
12 Информация о воздействии на людей
13 Средства защиты
14 Методы перевода вещества в безвредное состояние
15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества
16 Давление (абс.) фактическое на участке трубопровода (диапазон
изменения по участку), МПа
17 Температура продукта фактическая зимняя на участке трубопровода
(диапазон изменения по участку), град.С
5.3.4 Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроводе(ах) должен
обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости разработки декларации
промышленной безопасности для рассматриваемого участка МГ (разработка декларации обя%
зательна, если фактическое количество газа на участке при проектном режиме транспорти%
ровки превышает 200 т), а также – при разработке самой декларации в соответствии с требо%
ваниями Федерального закона [1] и Порядка [2] и при разработке обоснования инвестиций в
соответствии с п. 6.2 СП 11%113%2002 [40].
В остальных случаях процедура определения количества газа, как одного из показате%
лей опасности газопровода, является рекомендуемой, но не обязательной.
Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции газопровода
между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Порядок
расчета приведен в приложении Б.
П р и м е ч а н и е – Следует иметь в виду, что количество газа, как таковое, в секции газопровода
или на участке между КС не является параметром, определяющим основные характеристики прямого
поражающего воздействия при разгерметизации трубопровода, а служит лишь критерием отнесения
МГ к декларируемым ОПО и определяет максимально возможную длительность существования пора%
жающих факторов при непринятии оперативных мер по локализации аварии.
32
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.3.5 Перечисление возможных физических проявлений аварии на МГ и поражающих
факторов аварии.
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварии на МГ, которые определяются, прежде всего, взрывопожароопасностью природного
газа и его высоким давлением в трубопроводе. По токсикологической характеристике при%
родный газ относится к слаботоксичным веществам 4%го класса опасности. Опасность асфик%
сии за счет вытеснения газом кислорода на открытом воздухе незначительна.
С учетом этого, основными физическими проявлениями аварии на МГ и ее поражаю%
щими факторами являются следующие:
% разрыв газопровода без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых)
струи(й) из концов разрушенного МГ или шлейфа из грунтового котлована (поражающие
факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазован%
ность);
% разрыв газопровода с воспламенением газа и образованием струевых пламен или
колонного пожара в грунтовом котловане (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение).
Указанные физические проявления аварии на МГ могут иметь различные вариации в
зависимости от ряда факторов, таких как связность и состав грунта, расположение концов
разорвавшегося трубопровода, скорость и направление ветра и т.д. (см. 5.5).
5.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
Аварии на МГ происходят, как правило, по следующим причинам, определяемым
источником негативного воздействия на МГ и механизмом этого воздействия, приводящего к
разгерметизации трубопровода:
% коррозионное растрескивание под напряжением (КРН или стресс%коррозия);
% подземная и атмосферная коррозия;
% механические повреждения (строительной техникой, бурильным оборудованием, в
результате взрывных работ, актов вандализма и терроризма);
% дефекты труб, оборудования и материалов во время их изготовления, транспортиров%
ки и СМР;
% внутренняя коррозия и эрозия;
% циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;
% природные воздействия (подвижки грунта из%за оползней, селей, карстов, землетря%
сений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемер%
злых грунтов, обводнение траншей);
33
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% нарушения правил технической эксплуатации магистральных газопроводов;
% неисправность оборудования, приборов и средств автоматизации, технологической
связи, телемеханизации, АСУ ТП;
% вредительство.
На данном подэтапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ
рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий примени%
тельно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и мест%
ных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических
данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по
конструктивно%технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный
подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты ава%
рий на анализируемом участке МГ с учетом влияния различных факторов на газопровод (см. 5.4).
5.3.7 Предварительная идентификация потенциально опасных участков на трассе тру%
бопровода.
Под ПОУ МГ на данном этапе анализа следует понимать участки трассы МГ, аварии на
которых могут привести к значительному социально%экономическому ущербу (гибели и трав%
мированию людей), ущербу дорогостоящим компонентам имущественного комплекса и при%
родной среды, а также участки с повышенной вероятностью возникновения аварий.
Выделение ПОУ на трассе анализируемого МГ следует проводить с помощью плана
трассы МГ с прилегающей территорией с учетом данных из технологической схемы МГ.
В качестве ПОУ в первую очередь необходимо выделять:
а) участки МГ, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ, расположены
населенные пункты, отдельные общественные здания, места массового скопления людей и
комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого участка для перечисленных потенциально поражаемых
объектов при условии, что длина xнп проекции контура территории объекта в плоскости земли
на ось МГ не превышает 0,2 Lнп (где Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке
объекта), приближенно определяются следующим образом. Серединой участка является
точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси МГ из ближайшей к МГ
точки рассматриваемого объекта. Длина участка определяется выражением:
LПОУ = 2 ⋅ H кр 2 − Lнп 2 ,
(5.1)
где Нкр – дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего факто%
ра аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), вычисляемая по формуле (5.63), км;
Lнп – расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке объекта, км.
34
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
В случае xнп > 0,2 Lнп серединой ПОУ является середина проекции контура территории
объекта на ось МГ, а длина ПОУ получается путем добавления к длине, вычисленной по (5.1),
величины xнп.
б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МГ по Lажд км в обе стороны от переходов, где Lажд = Нкр – см. формулу (5.63).
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МГ, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;
б) участки МГ, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ, расположе%
ны лесные угодья;
в) участки МГ, на которых расположены площадки крановых узлов, газоизмеритель%
ные станции, включая участки длиной Нкр в обе стороны по трассе МГ от мест расположения
наземного оборудования;
г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;
д) участки пересечений МГ с различными трубопроводами, включая участки МГ дли%
ной Нкр в обе стороны от мест пересечений;
е) участки МГ, на которых когда%либо имели место разрывы и свищи или по результа%
там диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы;
ж) участки МГ, примыкающие к компрессорным станциям со стороны нагнетания.
Следует обозначить на плане трассы МГ границы всех ПОУ для дальнейшего анализа,
определить километраж их границ по трассе МГ и пронумеровать ПОУ порядковыми номерами.
Следующие этапы КолАР проводятся для каждого выделенного на трассе МГ ПОУ.
5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных газопроводах
5.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ (этап
3.1 КолАР – см. рисунок 5.1) должна проводиться по методикам ОАО «Газпром», утвержден%
ным в установленном порядке, в том числе, по рекомендуемым в данном подразделе настоя%
щего стандарта.
5.4.2 При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ
следует учитывать:
% статистические данные (в первую очередь ООО «Газпром газнадзор») по количеству,
частоте и причинам аварий на газопроводах с разными технико%технологическими параме%
трами, эксплуатирующихся в разных ДО ОАО «Газпром»;
% влияние на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутрен%
них факторов: природно%климатических условий, технико%технологических, эксплутацион%
ных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанных с промышленно%хозяйственной
35
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило,
вдоль трассы МГ.
5.4.3 Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот
аварий на произвольных участках МГ рекомендуется применять методики, использующие
принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах
газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов
и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние
на газопровод упомянутых в 5.4.2 разнородных факторов.
К преимущественному применению рекомендуется «Методика экспертной оценки
ожидаемой частоты аварий на участке газопровода (МЭОЧАГаз)», разработанная в
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в составе Рекомендаций [11]. Указанная методика использует
принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на ЛЧ МГ ОАО «Газ%
пром» λср (выраженной в количестве аварий на 1000 км в год и определенной за последние 10
лет) с помощью специально выстроенной системы из 7 групп факторов влияния с установлен%
ными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов
и может применяться для сухопутных участков и подводных переходов МГ как при наличии
результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.
5.4.4 В рамках КолАР оценку ожидаемых удельных частот аварий (λn) на линейной
части анализируемого МГ с помощью МЭОЧАГаз рекомендуется выполнять применительно
к заранее выделенным ПОУ данного МГ (см. 5.3.7). Рассчитанные для каждого ПОУ значения
λn следует занести в таблицу (см. таблицу 5.2 с примером ее заполнения).
Та б л и ц а 5.2 – Ожидаемые частоты аварий на потенциально опасных участках МГ
Номер (n) и положение ПОУ
на трассе МГ, км%км
λn, аварий/(1000 км · год)
1
2
км 502,34– км 512,14–
км 503,45 км 514,00
0,241
0,125
…
n
км 515,05–
км 516,32
…
N
км 517,09–
км 518,20
...
0,452
...
0,653
5.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах
5.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок%схемой на рисунке 5.1)
следует определить типовые расчетные сценарии аварий на ЛЧ МГ с указанием характерных
для них поражающих факторов.
5.5.2 Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко описыва%
ется следующим образом: разгерметизация трубопровода с выбросом (истечением) природно%
го газа в окружающую среду → взаимодействие потока газа с компонентами ОС и его физи%
36
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ко%химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии) → воздействие пора%
жающих факторов на реципиентов → поражение реципиентов.
Cценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей груп%
пы сценариев C1…СI и входящие в них расчетные сценарии C11..C1j..С1J, C21..C2j..С2J,....,
CI1..CIj..СIJ, где i – номер группы сценариев, j – номер сценария в i%й группе.
5.5.3 Группа сценариев аварии – это совокупность сценариев, характеризующихся
одним и тем же типом физических проявлений аварии.
Наибольшая энергия при аварии на МГ выделяется при горении газа, с чем связаны и
наиболее тяжелые последствия аварии. По этой причине воспламенение или невоспламене%
ние газа определяет следующие наиболее значимые при анализе риска типы физических про%
явлений аварии на МГ, различающиеся, кроме факта горения/негорения, еще и характером
истечения газа:
% горение относительно низкоскоростного вертикального или наклонного шлейфа
(«колонны») газа, образовавшегося в результате смешения двух струй газа, истекающих из
концов разорвавшегося трубопровода в едином грунтовом котловане (как правило, в «твер%
дых» грунтах с высокой связностью);
% горение двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных, т.е. с углом
наклона оси факела к горизонту не более 8°–10°, или наклонных, т.е с углом наклона к гори%
зонту более 8°–10°), истекающих из двух концов (плетей) разрушенного трубопровода, выр%
ванных из грунта (как правило, из «слабонесущего» грунта с низкой связностью) на поверх%
ность земли (для подземного МГ) или сорванных с опор (для надземного участка МГ);
% рассеивание без воспламенения низкоскоростного шлейфа газа, истекающего из
грунтового котлована;
% рассеивание без воспламенения двух свободных
высокоскоростных струй газа
(настильных или с некоторым углом наклона к горизонту).
В соответствии с указанными типами физических проявлений аварии на линейной
части МГ рекомендуется при анализе риска МГ учитывать следующие 4 группы сценариев
(см. таблицу 5.3).
5.5.4 Расчетный j%й сценарий Сij i%й группы сценариев – это один из вариантов реали%
зации соответствующей типовой последовательности из таблицы 5.3. Такая конкретная реа%
лизация может определяться рядом факторов, проклассифицированных в таблице 5.4 в соот%
ветствии с их влиянием на характер поступления газа в атмосферу («функцию источника») и
на особенности распространения опасных веществ или энергии (тепловой радиации, волн
сжатия и др.) в окружающей среде.
37
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 5.3 – Группы сценариев аварий на ЛЧ МГ
Обозначение
и название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие
факторы
Разрыв газопровода → образование котлована в грунте (как правило, в нор%
мальных («твердых») грунтах) → образование первичной воздушной волны
Разлет
сжатия за счет расширения компримированного газа в атмосфере → разлет
осколков,
осколков трубы и фрагментов грунта → истечение газа из котлована в виде
воздушная
С1 «Пожар в «колонного» шлейфа → воспламенение истекающего газа с образованием волна сжатия
(ВВС),
котловане» «столба» пламени в форме, близкой к цилиндрической → образование при
тепловое
(«Пожар
воспламенении газа вторичной, незначительной по поражающему воздей%
излучение от
колонного ствию, ВВС → попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ,
пламени,
типа»)
транспорта, растительности в зону радиационного термического воздей%
токсичные
ствия от пожара → гибель или получение людьми ожогов различной степе%
ни тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение или продукты
сгорания
повреждение перечисленных выше материальных объектов и элементов
природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания
Разлет
Разрыв газопровода → «вырывание» плетей разрушенного газопровода из
осколков,
грунта на поверхность (как правило, «в слабонесущих» грунтах) → образо%
ВВС,
вание первичной ВВС → разлет осколков трубы и фрагментов грунта →
скоростной
истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных
напор струи,
струй → воспламенение истекающего газа с образованием двух струй пла%
прямое
С2 «Струевые мени, горизонтальных или наклонных (вверх) → образование при воспла% воздействие
менении газа вторичной, незначительной по поражающему воздействию,
пламени,
пламена»
ВВС → попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта,
тепловое
растительности в зону прямого или радиационного термического воздей% излучение от
ствия от пожара → гибель или получение людьми ожогов различной степе% пламени,
ни тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение
токсичные
или повреждение перечисленных выше материальных объектов и элемен%
продукты
тов природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания
сгорания
Разрыв газопровода → образование котлована в грунте (как правило, в нор%
мальных («твердых») грунтах) → образование ВВС → разлет осколков
Разлет
С3 «Рассеи% трубы и фрагментов грунта → истечение газа из газопровода в виде колон%
осколков,
ВВС,
вание низко% ного шлейфа → рассеивание истекающего газа без воспламенения → попа%
попадание
скоростного дание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону бариче%
природного
шлейфа
ского воздействия или газового облака → получение людьми травм и пов%
газа в
газа»
реждение указанных выше материальных объектов в результате воздействия
атмосферу
ВВС и/или осколков; асфиксия людей при попадании в газовое облако;
загрязнение атмосферы природным газом
С4
«Рассеива%
ние двух
струй газа»
38
Разрыв газопровода → вырывание плетей разрушенного газопровода из
грунта на поверхность (как правило, в «слабонесущих» грунтах) → обра%
Разлет
зование ВВС → разлет осколков трубы и фрагментов грунта → истече%
осколков,
ВВС,
ние газа из газопровода в виде двух свободных независимых струй →
скоростной
рассеивание истекающего газа без воспламенения → попадание людей,
сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону барического, оско% напор струи,
попадание
лочного воздействия или газового облака → получение людьми травм и
природного
повреждение указанных выше материальных объектов в результате воз%
газа в
действия ударной волны и/или скоростного напора струи и/или оскол%
атмосферу
ков; асфиксия людей при попадании в газовое облако; загрязнение
атмосферы природным газом
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 5.4 – Факторы, определяющие сценарии аварии на ЛЧ МГ
Фактор
Характер влияния
Факторы, влияющие на «функцию источника»
1 Расположение места аварии относительно
КС и линейных запорных кранов
Влияет на интенсивность и продолжительность
истечения газа из концов разорвавшегося МГ
2 Давление в МГ (в месте разрыва) до аварии
Определяет интенсивность истечения газа, величину
избыточного давления при расширении сжатого газа
3 Время от момента разгерметизации до
перекрытия аварийной секции (время
идентификации аварии + время остановки
ГПА и закрытия линейных кранов)
Влияет на продолжительность аварийного истечения
газа
4 Геометрия взаимного расположения концов
разрушенного МГ в котловане или на
поверхности земли
Влияет на особенности динамического
взаимодействия струй истекающего из двух концов
МГ газа, а следовательно, – на форму пламени при
колонном пожаре или направление независимых
горящих струй при струевом горении
Факторы, влияющие на распространение опасных веществ и потоков энергии в окружающей среде
5 Метеорологические факторы: скорость и
направление ветра, класс стабильности
атмосферы, влажность воздуха
Определяют различные варианты дисперсии газа,
задают угол и направление наклона пламени;
влажность воздуха определяет проницаемость
атмосферы для тепловой радиации
6 Шероховатость поверхности вблизи места
разрыва
Влияет на особенности рассеивания струи или
шлейфа газа
7 Распределение по территории, прилегающей Влияет на вероятность реализации каскадного
к МГ, других опасных объектов
развития аварии
8 Степень оперативности и грамотности
действий персонала и аварийных спецслужб
по локализации аварии и зон ее воздействия
Влияют на продолжительность аварии, ход ее
развития и размеры зон негативных воздействий
Часть перечисленных факторов являются детерминированными, поскольку связаны с
конкретными местными условиями, существующими на анализируемом ПОУ МГ. К ним
относятся: расположение ПОУ относительно КС и линейных кранов, фактическое давление
газа в ПОУ, шероховатость поверхности и т.п. Значения этих факторов для определения рас%
четного сценария задаются из массива фиксированных исходных данных, описывающих рас%
сматриваемый ПОУ.
Остальные факторы являются случайными величинами, к ним относятся: угол и
направление наклона пламени пожара, время перекрытия линейных кранов и т.п. Возможные
комбинации именно этих факторов определяют многообразие сценариев аварий в составе той
или иной группы.
Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ можно выполнять путем
варьирования значений следующих факторов (см. таблицу 5.5).
39
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 5.5 – Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев
Задающий фактор
Срабатывание
линейных кранов
На какую
группу
сценариев
распрост%
раняется
С1–С4
Возможные значения фактора
Закрываются Закрывается один
Краны на границах
оба крана с пом. кран на границе
аварийной секции
ААЗК на
аварийной
не закрываются,
границах ава% секции МГ через
ГПА не отклю%
рийной секции
Tоткл = 2 мин,
чаются в течение
МГ через Tоткл =
ГПА не
Tоткл > 2 мин
2 мин
отключаются
%
Геометрия «Пожара
в котловане» –
Lф/Dэф*
С1
2
4
Скорость ветра, м/c
С1, С3
0
5
10
%
Направление ветра
С1, С3
С
В
Ю
З
Угол отклонения
осей двух струй газа
от проектного
положения оси МГ в
вертикальной
плоскости, град
С2, С4
На 8 град. вверх На 15 град. вверх
(настильные
(наклонные
струи)
струи)
Угол отклонения
осей двух струй газа
от проектного
положения оси МГ в
горизонтальной
плоскости, град
С2, С4
Класс стабильности
атмосферы по
Паскуиллу
С3, С4
А, В, С, D, Е, F
Длина разрыва
трубопровода
С1–С4
От 6 до 75 м в зависимости от диаметра МГ (см. таблицу 5.8)
0
%15, %15,
+15, %15 (т.е. в +15,+15 обе струи в обе струи
разные стороны одну сторону от оси в одну
от оси МГ)
МГ
сторону
от оси МГ
*
Lф – длина пламени; Dэф – эффективный диаметр пожара (очага горения); Tоткл – время
отключения кранов.
Все вышеперечисленные задающие факторы опосредованно или напрямую влияют на
конфигурацию и размеры зоны воздействия – термического, токсического, барического,
механического (от осколков). Поэтому в конечном итоге каждый идентифицированный в
ходе анализа риска МГ расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем слу%
чае конфигурацией и размерами зоны негативного воздействия доминирующего поражающе%
го фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.
40
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.5.5 При использовании стандарта можно определить число расчетных сценариев
путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из таблицы 5.5.
Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице 5.6.
5.5.6 При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных
сценариев {Сij} следует рассматривать на каждом ПОУ трассы МГ, считая указанный набор
полной группой несовместных событий при возникновении разрыва газопровода в каждой
рассматриваемой точке ПОУ.
При этом, следует иметь в виду, что при выполнении основного, завершающего этапа
КолАР, связанного с расчетом потенциального индивидуального, коллективного, социально%
го рисков и ожидаемого годового ущерба, настоящим СТО рекомендуется учитывать пора%
жающие эффекты только от сценариев групп С1 и С2 (т.е. сценариев с горением газа), посколь%
ку зоны термического воздействия от пожара на МГ по своим масштабам значительно превос%
ходят зоны осколочного, барического и асфиксионного воздействий, имеющих место при
Та б л и ц а 5.6 – Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев
Группа сценариев
Краткая характеристика расчетного сценария в точке разрыва МГ
С11: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 0 м/c →
Вертикальный горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
С1 «Пожар в
котловане»
С12: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 10 м/c, направление
ветра – перпендикулярно направлению оси МГ, вправо по ходу газа →
Наклонный «правый» горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
С13: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 10 м/c, направление
ветра – перпендикулярно направлению оси МГ, влево по ходу газа → Наклонный
«левый» горящий «цилиндр» с Lф/Dэф = 2
С2 «Струевые
пламена»
С21: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин. Имеют место 2 настильные
высокоскоростные свободные струи горящего газа, направленные в
противоположных направлениях вдоль оси МГ с общей условной точкой
истечения
С31: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
С3 «Рассеивание
низкоскоростного ГПА не отключаются в течение Tоткл > 2 мин, скорость ветра 15 м/c, класс
шлейфа газа»
устойчивости – D → Рассеивающийся шлейф газа
С4 «Рассеивание
двух струй газа»
С41: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА
не отключаются в течение Tоткл > 2 мин. Имеют место 2 настильные струи газа,
направленные в противоположных направлениях вдоль оси МГ с общей условной
точкой истечения с дальнейшим рассеиванием в атмосфере
41
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
реализации сценариев групп С3 и С4. «Участие» сценариев групп С3 и С4 в расчетах вышеука%
занных показателей риска, по существу, ограничивается только учетом условных вероятно%
стей их реализации для определения (путем вычитания из 1) условных вероятностей реализа%
ции основных, «рискогенных», сценариев из групп С1 и С2 в полной группе несовместных
событий.
В силу соответствующих требований нормативных документов Ростехнадзора к содер%
жанию процедуры анализа риска при разработке ДПБ, на промежуточных этапах КолАР для
характерных сценариев аварий (из числа всех расчетных сценариев), но, прежде всего, для
наиболее вероятных и максимальных по масштабам ущерба сценариев, необходимо рассчи%
тывать размеры зон воздействия различных поражающих факторов, количество пострадав%
ших и ущерб имуществу.
5.5.7 Состав расчетных сценариев аварий на подводных переходах МГ через естествен%
ные и искусственные водные преграды зависит от конструкции и технологии строительства
дюкера, а также от глубины водоема в месте возникновения разрыва МГ.
При этом в любом случае среди возможных поражающих факторов аварии на подвод%
ном переходе при проведении КолАР учитываются только те поражающие факторы, которые
определены в 5.5.3 для аварий на сухопутных участках. Следующие возможные поражающие
факторы аварии на подводном переходе: волна сжатия в воде, высокоскоростная газоводная
струя в воде или при выходе на поверхность воды, гравитационная волна на поверхности
воды, бурун в зоне выхода газа на поверхность не учитываются из%за ограниченных масшта%
бов их действия по сравнению с факторами, указанными в 5.5.3.
5.5.7.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых участках, а также
пойменных или подводных участках в русловой части с глубиной воды не более 5 м состав рас%
четных сценариев аварии совпадает с составом расчетных сценариев для сухопутных участков
МГ в рамках групп С1, С2, С3, С4.
5.5.7.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках с глубиной
воды более 5 м состав расчетных сценариев аварии ограничивается сценариями из групп С1
(«Пожар колонного типа») и С3 («Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»). При этом, из
состава возможных поражающих факторов аварии исключаются разлет осколков и воздушная
волна сжатия.
5.5.7.3 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально%направленно%
го бурения с конструкцией «труба в трубе», состав расчетных сценариев аварии ограничивает%
42
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ся сценариями из групп С2 («Струевое пламя») и С3 («Рассеивание струи газа»). При этом,
независимо от места разрыва трубы в пределах перехода, принимается, что выход газа в атмо%
сферу имеет место только из концов кожуха в виде одной настильной струи на каждом берегу
при одинаковых интенсивностях истечения газа из обоих концов кожуха.
5.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных газопроводах
5.6.1 На данном этапе КолАР (этап 3.3 в блок%схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого ПОУ условные вероятности реализации каждого расчетного сценария Сij (при
условии, что произошел разрыв МГ%событие А) из сформированного на предыдущем этапе
набора {Сij}, образующего полную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на
данном ПОУ условий и факторов, влияющих на возможность реализации того или иного рас%
четного сценария Сij.
5.6.2 Расчет условных вероятностей реализации расчетных сценариев Сij аварии сле%
дует выполнять по следующим формулам:
% для сценариев из групп С1, С2 (с возгоранием газа)
P (Cij A ) = P (B A ) ⋅ P (Ci AB ) ⋅ P (Cij ABCi ), i = 1,2,
(5.2)
% для сценариев из групп С3, С4 (без возгорания газа)
P (Cij A ) = P (B A ) ⋅ P (Ci AB ) ⋅ P (Cij ABCi ), i = 3,4,
(5.3)
где А – событие, состоящее в возникновении аварии (разрыва МГ);
В – событие, состоящее в возгорании истекающего газа сразу после разрыва МГ;
–
В – событие, состоящее в отсутствии возгорания истекающего газа после разрыва МГ;
Ci – событие, состоящее в реализации хотя бы одного из сценариев группы Ci;
Cij – событие, состоящее в реализации конкретного j%го сценария группы Ci;
–
Р(В |A, P(В |A) –условные вероятности, соответственно, возгорания и отсутствия возгора%
ния газа при условии, что произошел разрыв МГ;
–
P(Ci|AB), P(Ci|AВ )– условные вероятности реализации хотя бы одного из сценариев группы
Сi при условии, что произошло (не произошло) возгорание истекающего из разрыва МГ газа;
–
P(Cij|ABCi), P(Cij|AВ Ci) – условные вероятности реализации конкретного сценария Сij при
условии реализации группы Ci при аварии с возгоранием и при аварии без возгорания, соот%
ветственно.
При определении условных вероятностей рекомендуется строить дерево событий. На
рисунке 5.2 показан пример упрощенного дерева событий с нанесенными значениями услов%
43
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.2 – Упрощенное дерево событий для идентификации сценариев аварий на МГ
ных вероятностей промежуточных событий применительно к авариям на МГ с условным диа%
метром 1400 мм. События, относящиеся к каждому узлу ветвления дерева, образуют полную
группу событий с суммой условных вероятностей, равной 1.
–
5.6.3 Для определения условных вероятностей P(B|A), P(B |A) загорания/незагорания
газа рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам загора%
ния/незагорания газа при разрыве МГ, зависящим, как правило, от условного диаметра МГ. В
графах 2 и 3 таблицы 5.7 приведены рекомендуемые базовые значения статистических услов%
ных вероятностей загорания/незагорания газа.
Здесь P(...|...) – условные вероятности реализации событий, указанных в блоках дерева
(значения вероятностей приведены для МГ с Ду 1400 мм).
–
Указанные базовые значения вероятностей P(B|A) и P(B |A) загорания/незагорания газа
рекомендуется корректировать с помощью коэффициента kзаг, зависящего от имеющего
место на данном ПОУ конкретного типа грунта, количества каменистых включений в нем,
способных при соударении в потоке газа воспламенить газ
44
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 5.7 – Вероятностные характеристики аварий на МГ
Ду, мм
Условная
Условная
вероят%
вероятность
–
ность P(B|A)
P(B |A)
загорания незагорания
газа
газа
Условные вероятности реализации групп С1, С2, С3, С4
сценариев аварий
С1 – «Пожар в
С2 –
С3 – «Рассеива% С4 – «Рассеи%
котловане»
«Струевые ние низкоско%
вание 2%х
(«Пожар колон%
пламена» ростного шлейфа
струй
газа»
–
–
ного типа»)
P(C2|AB)
газа» P(C3|AB )
P(C4|AB )
P(C1|AB)
1
2
3
4
5
6
7
1 400
0,72
0,28
0,2
0,8
0,2
0,8
1 200
0,74
0,26
0,3
0,7
0,3
0,7
1 000
0,6
0,4
0,4
0,6
0,4
0,6
700
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
500
300 и
менее
0,3
0,7
0,7
0,3
0,7
0,3
0,1
0,9
0,95
0,05
0,95
0,05
P ' (B A ) = kзаг ⋅ P (B A ),
(5.4)
P ' (B A ) = 1 − kзаг ⋅ P (B A ),
(5.5)
где kзаг = 1,3 – для грунтов с каменистыми включениями;
kзаг = 1,2 – для глин;
kзаг = 1,0 – для суглинков;
kзаг = 0,7 – для торфяников, льдистых структур, песков.
В таблице 5.7 (в графах 4, 5, 6, 7) также приведены полученные экспертным путем
рекомендуемые базовые значения условных вероятностей реализации групп сценариев С1, С2,
С3, С4 для МГ разных диаметров. Указанные базовые значения корректируются с помощью
коэффициента kгр, зависящего от имеющей место на данном ПОУ степени связности или
несущей способности грунта, и определяются по формулам
P ' (C1 AB ) = kгр ⋅ P (C1 AB ),
(5.6)
P ' (C2 AB ) = 1 − kгр ⋅ P (C1 AB ),
(5.7)
P ' (C3 AB ) = kгр ⋅ P (C3 AB ),
(5.8)
P ' (C4 AB ) = 1 − kгр ⋅ P (C3 AB ),
(5.9)
где kгр = 1,3 – для грунтов с высокой связностью (глины, скальные грунты). Если при домно%
–
жении на kгр значение P ′(C1|AB) или P ′(C3|AB ) превышает 1, то оно принимается равным 1;
45
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
kгр = 1,0 – для грунтов со средней связностью (суглинки);
kгр = 0,7 – для грунтов с низкой связностью (торфяники).
–
Условные вероятности Р(Сij|ABCi), Р(Сij|AB Ci) реализации конкретных расчетных сце%
нариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных
по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов
(например, из числа перечисленных в таблице 5.5), участвующих в формировании набора сце%
нариев. Например, условная вероятность Р(С12|ABC1) реализации сценария С12 (см. таблицу
5.6) при условии, что реализовался пожар в котловане (С1), определяется как повторяемость
скорости ветра в требуемом диапазоне скоростей (например, 8–12 м/c) с указанным напра%
влением, получаемая из метеоданных (см. 6.6.5.2).
Пример расчета условной вероятности реализации сценария С12 (по рисунку 5.2)
P (C12 A ) = P (B A ) ⋅ P (C1 AB ) ⋅ P (C12 ABC1) = 0,72 ⋅ 0,2 ⋅ 0,3 = 0,0432.
(5.10)
5.6.4 Абсолютная частота fn (сцен./год) реализации расчетного сценария Cij на n%ом
участке МГ длиной Ln (км) определяется по формуле
fn = λ n ⋅ Ln ⋅ P (Cij A ),
(5.11)
где λn – ожидаемая удельная частота аварий на n%ом участке, аварий/(км · год);
P(Cij|A) – условная вероятность реализации сценария Сij при условии, что на n%ом участке
МГ произошел разрыв трубы с выбросом газа.
5.6.5 Применительно к подводным переходам МГ общий алгоритм расчета условных
вероятностей реализации расчетных сценариев аварии соответствует изложенному в
5.6.1–5.6.4, однако имеются особенности определения условной вероятности загорания газа
P(B|A), которая зависит от конструкции и технологии выполнения дюкера, а также от глуби%
ны водоема в месте возникновения разрыва МГ.
5.6.5.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м веро%
ятность загорания газа P(B|A) определяется в полном соответствии с 5.6.3.
5.6.5.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в русловой
части водоема на глубинах больше 5 м вероятность загорания газа определяется вероятно%
стью Pвнш загорания только от внешних источников зажигания (источников искрообразова%
ния и открытого огня на судах, лодках и т. ) и вычисляется по формуле
46
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
I
(i)
(i)
⋅ Pсрб
P (B A ) = Pвнш = ∑ (Pпзз
),
i =1
(5.12)
где P(i)пзз – вероятность наличия (попадания) i%го внешнего источника зажигания в зоне(у)
загазованности, ограниченную изолинией концентрации, соответствующей НКПВ метана
(5 % об.);
P(i)срб – вероятность «срабатывания» i%го внешнего источника зажигания;
I – количество потенциальных источников зажигания.
Вероятности P(i)пзз в основном определяются интенсивностью и маршрутами движения
судов в районе подводного перехода и размерами зоны загазованности.
5.6.5.3 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально%направленно%
го бурения с конструкцией «труба в трубе», вероятность P(B|A) загорания газа, истекающего в
атмосферу в виде высокоскоростных струй из концов кожуха, определяется в соответствии с
5.6.3, как для сухопутного участка газопровода.
5.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов природного
газа при разрывах магистральных газопроводов
5.7.1 На данном этапе КолАР (этап 3.4 в блок%схеме на рисунке 5.1) необходимо опре%
делить для каждого расчетного сценария Сij аварии:
% зависимости интенсивностей истечения газа в окружающую среду от времени из
обоих концов разрушенного газопровода;
% продолжительность истечения и объем (массу) выброшенного газа;
% количество газа, участвующего в аварии;
% количество газа, участвующего в создании поражающих факторов аварии.
П р и м е ч а н и е – Необходимость расчета двух последних параметров определена требованием
пункта 30.2 Порядка [2].
В 5.7.2–5.7.4 приведены основные предпосылки для определения указанных параме%
тров, в 5.7.5 – общая последовательность выполнения данного этапа.
5.7.2 Расчет интенсивности G(t) нестационарного истечения газа при разрыве МГ следу%
ет выполнять, рассматривая отдельно аварийные потоки газа с интенсивностями G1(t) и G2(t) из
двух концов разрушенного газопровода, разделенного разрывом на два аварийных участка:
верхний и нижний (относительно точки разрыва МГ по доаварийному потоку газа: верхний –
от нагнетающей КС до точки разрыва, нижний – от точки разрыва до принимающей КС).
При этом, в качестве основных, влияющих на интенсивность истечения, параметров
следует учитывать: внутренний диаметр МГ, фактическое доаварийное давление газа в МГ в
47
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
точке разрыва, местоположение точки разрыва и время, требуемое для закрытия линейных
кранов, предназначенных для отсечения аварийных участков МГ либо автоматически (мини%
мальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления (время отсече%
ния зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера), либо с участием
персонала ЛЭС вручную по месту расположения кранов (время отсечения в основном определя%
ется временем доставки персонала к площадкам крановых узлов транспортным средством).
5.7.3 При расчете объема выброшенного при разрыве МГ газа Vгаз дополнительно к
перечисленным выше параметрам следует учитывать продолжительность идентификации
факта аварии на диспетчерских пунктах КС вверх и вниз по потоку и конкретную технологи%
ческую схему обвязки параллельных ниток многониточного МГ.
5.7.4 При определении количества природного газа, участвующего в аварии, Мав, дол%
жна учитываться вся масса газа, заключенная между сечениями МГ, которых достигла волна
разгрузки по давлению, распространяющаяся от точки разрыва. Даже при штатном срабаты%
вании автоматики или штатном реагировании диспетчеров время перекрытия аварийной сек%
ции не может быть меньше 2–5 минут. За это время практически весь газ, находящийся на
перегоне между КС, по крайней мере, за счет газодинамических эффектов, будет определять
интенсивность истечения в месте разрыва и, следовательно, участвовать в аварии (за счет
наличия обратных клапанов и другой запорной арматуры на принимающей КС практически
исключено участие в аварии газа, находящегося в системе газопроводов ниже (по потоку) от
указанной КС). Дополнительно необходимо учитывать как участвующую в аварии часть газа,
находящуюся в системе МГ выше нагнетающей КС. При этом масса этого газа будет опреде%
ляться не только временем перекрытия охранных кранов КС, но и величиной падения давле%
ния на нагнетающей КС в результате аварии, вариантами обвязки узлов подключения КС,
алгоритмами срабатывания предохранительных систем на ГПА и рядом других технологиче%
ских особенностей КС.
5.7.5 Количество природного газа, участвующее в создании поражающих факторов ава%
рии Мпф, зависит от вида поражающего фактора.
5.7.5.1 Количество природного газа, участвующее в формировании зон действия воз%
душной волны сжатия Мпф%ввс и осколочного воздействия Мпф%оск, определяется массой газа,
заключенной в пределах длины разрушенного участка МГ (см. таблицу 5.8, где приведены
рекомендуемые расчетные значения длины разрывов МГ разных диаметров).
5.7.5.2 Количество газа, участвующее в создании тепловой радиации пожара Мпф%т, в
каждый данный момент времени определяется массой горящего газа. При практических при%
менениях КолАР (например, при разработке ДПБ) в качестве Мпф%т рекомендуется указывать
48
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
не фиксированную массу газа, выброшенную из МГ за все время горения, а суммарную (из
двух концов разрушенного МГ) интенсивность аварийного истечения горящего газа G(t) на
характерный момент времени истечения согласно 5.8.6.6 и данным таблицы 5.9. Указанный
подход обусловлен тем фактом, что тепловыделение пожара, определяющее размеры зон тер%
мического воздействия, пропорционально интенсивности истечения газа, убывающей со вре%
менем. При этом для потенциальных реципиентов наиболее критичны значения G(t) в тече%
ние первых минут после разрыва, поскольку наиболее интенсивное и дальнобойное поражаю%
щее тепловое воздействие происходит именно на этом временном отрезке.
5.7.6 Последовательность выполнения данного этапа КолАР:
а) определяются в пределах рассматриваемого n%го ПОУ точки x(m)n (m = 1,2…М) – сере%
дины элементарных отрезков (см. 5.12), в которых будет моделироваться разрыв газопровода;
б) определяются для каждой точки x(m)n :
% расстояние L1 от нагнетающей КС;
% фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе нагнетающей
КС давление проектное;
% расстояния х1 и х2 до ближайших линейных кранов Л1 и Л2, расположенных соответ%
ственно вверх и вниз по потоку от места разрыва;
в) задаются значения времени t21, t19, tл1, tл2 от момента разрыва МГ до моментов зак%
рытия соответственно охранного крана № 21 на выходе нагнетающей КС, охранного крана
№ 19 на входе принимающей КС, ближайших к x(m)n линейных кранов Л1 и Л2 (в соответствии
с описанием расчетных сценариев Сij);
г) с использованием приложения Г выбираются модели расчета интенсивности ава%
рийного истечения и объемов выброса газа с учетом цели КолАР и связанной с ней требуемой
точности расчетов;
д) с использованием выбранной модели истечения рассчитываются зависимости
интенсивностей истечения (массовых расходов) от времени из обоих концов разрушенного
трубопровода в отдельности G1(t), G2(t) и суммарный расход G(t), объем Vгаз выброшенного
газа и продолжительность tист истечения для выбранных выше значений t21, t19, tл1, tл2 (т.е. для
различных сценариев Cij);
е) определяется количество газа Мав, участвующее в аварии на МГ;
ж) определяются количества газа Мпф%ввс и Мпф%оск, участвующие в создании бариче%
ского и осколочного поражающих факторов аварии с учетом длины разрыва МГ;
з) оценивается влияние исходных данных на результаты расчета G1(t), G2(t), G(t), Vгаз,
Мав, Мпф.
49
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Результатом выполнения данного этапа КолАР должны быть массивы значений G1(t),
G2(t), G(t), Vгаз, Мав, Мпф для каждой точки x(m)
n в пределах каждого n%го ПОУ.
5.7.7 При рассмотрении в рамках проведения КолАР аварийных разрывов МГ на ПОУ,
включающих подземные переходы газопровода через автомобильные или железные дороги,
расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа рекомендуется (для получения
консервативной оценки указанных параметров) проводить без учета конкретной конструкции
перехода (которая может включать защитный кожух, бетонные плиты и т.п.), полагая, что
место разрыва находится на границе перехода, где газопровод не заключен в кожух. В случае
постановки заказчиком КолАР конкретной задачи оценки указанных параметров с учетом
реальной конструкции перехода следует применять специализированные программы расчета.
5.7.8 При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных традицион%
ным методом прокладки трубы в траншею по дну водоема, расчет интенсивности истечения и
объемов выброшенного газа выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных
участков, т.е. допускается пренебречь влиянием изменения гидростатического давления в
месте разрыва МГ в русловой части перехода.
При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных методом гори%
зонтально%направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», влияние внешнего кожу%
ха на истечение газа (с точки зрения гидравлического сопротивления) при разрыве газопрово%
да допускается не учитывать. Расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа
выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных участков.
5.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных газопроводах
5.8.1 На данном этапе КолАР (этап 3.5 в блок%схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария Сij аварии территориальные распределения основных физи%
ческих характеристик U(x,y) следующих поражающих факторов аварии на МГ:
% осколков разрушенного МГ;
% воздушной волны сжатия;
% загазованности;
% тепловой радиации от пожара (в т.ч. прямого воздействия пламени)
с последующей оценкой размеров зон негативного воздействия этих поражающих факторов.
Следует иметь в виду, что расчет зон негативного воздействия первых трех из перечи%
сленных выше поражающих факторов проводится на данном этапе исключительно в силу тре%
бований нормативных документов Ростехнадзора [2] о необходимости при анализе риска в
рамках разработки ДПБ рассчитывать размеры зон воздействия, количество пострадавших и
ущерб для всех возможных поражающих факторов наиболее вероятного и максимального по
50
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
масштабам аварийных сценариев. Однако на основном этапе КолАР, т.е. при расчете потен%
циального, индивидуального, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового
ущерба, рекомендуется учитывать только термические эффекты от пожара (струевых пламен
и пожара колонного типа), как значительно превалирующие по поражающему воздействию
над тремя другими указанными факторами.
5.8.2 При расчете пространственных распределений характеристик разлета осколков и
воздушной волны сжатия необходимым элементом исходных данных является характерная
протяженность (длина) разрыва газопровода.
Процесс разрушения МГ включает три стадии: зарождение разрушения («прорастание»
дефекта на всю толщину стенки трубы); быстротечное распространение сквозной трещины по
телу трубы; торможение и остановка разрушения (трещины). Необходимым условием для нача%
ла процесса лавинообразного протяженного разрыва стенки трубопровода при проектном давле%
нии (когда напряжения в теле трубы должны быть заведомо ниже предела текучести используе%
мой стали) является наличие критического сквозного дефекта (трещины), длина которого соста%
вляет 20…25 % от диаметра трубы. В случае отсутствия начального дефекта разрушение трубопро%
вода при рабочем давлении может произойти лишь при явлениях катастрофического ухудшения
свойств металла трубы на площади, сравнимой с площадью поперечного сечения трубы.
Основным параметром, определяющим развитие магистральных трещин, является
ударная вязкость металла трубы. С повышением ударной вязкости механизм развития трещин
переходит от хрупкого к вязкому, уменьшаются скорость движения вершины трещины и
длина разрыва.
Согласно [12, 13] распределение числа аварийных разрывов по их размеру для газопро%
водов одинакового диаметра и материала при обычном диапазоне изменения давлений и тол%
щин стенок трубы подчиняется закону
n(> Lразр )
n0
⎡ Lразр
= exp ⎢ −
⎢⎣ Lразр
⎤
⎥,
⎥⎦
(5.13)
где n(> Lразр) – число разрывов, длина которых больше Lразр;
n0 – число рассматриваемых аварий;
Lразр
– математическое ожидание длины разрыва.
Как показал статистический анализ [14, 15, 16], экспериментальное распределение
числа разрывов по их длине для газопроводов с диаметрами от 159 до 1420 мм, давлением – от
0,8 до 7,5 МПа, толщинами стенок трубы – от 6 до 18,7 мм не противоречит теоретическому с
вероятностью 0,93.
51
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
К использованию для дальнейших расчетов осколочного и фугасного поражающих
факторов рекомендуются следующие характерные значения длин разрывов МГ, полученные
по результатам анализа статистических данных об авариях на МГ за период 1991–2006 гг. (см.
таблицу 5.8) в предположении, что в 90 % аварийных разрывов МГ данного диаметра длина
разрыва не превысит указанное значение.
Та б л и ц а 5.8 – Рекомендуемые для использования характерные значения длин разрывов
(Lразр) для МГ разных диаметров (ДУ)
ДУ, мм
1400
1200
1000
800
700
500
400
300
200
150
Lразр, м
50
70
54
25
39
16
13
10
6,6
5
5.8.3 Разлет осколков трубы при разрыве МГ
5.8.3.1 При разрыве подземного МГ количество образующихся осколков трубы, их
форма и направление полета являются величинами случайными. В рамках проведения КолАР
МГ принято, что направления движения осколков равновероятны, рассеивание осколков по
площади зависит только от расстояния от места разрыва МГ, а зона соответствующего нега%
тивного воздействия на поверхности земли имеет форму круга.
5.8.3.2 Размеры зоны осколочного воздействия (зоны разлета осколков) определяются
максимальной дальностью rmax полета осколков, зависящей от начальных скоростей, сообща%
емых фрагментам трубы при разрыве МГ. Оценки размеров зон проводятся либо на основе
статистических данных, либо путем расчета максимальных значений rmax радиуса разлета
осколков массой mоск.
5.8.3.3 Согласно статистическим данным разрушения МГ сопровождались в большин%
стве случаев образованием относительно небольшого числа фрагментов труб (в пределах от 1
до 15 единиц). Из 271 аварий с разлетом осколков (за период 1991–2000 гг.) в 59 % случаев
дальность разлета составила до 50 м, в 13 % – от 51 до 100 м, в 12 % – от 101 до 150 м, в 8 % –
от 151 до 200 м, в 6 % – от 201 до 300 м [13]. Среднее значение и максимальная дальность раз%
лета осколков трубы значительно зависят от характера разрушения оболочки трубы (вязкого
или хрупкого). При авариях на МГ, построенных с использованием высоковязких сталей,
часто происходит не разрыв на куски, а верхняя развальцовка труб с образованием 2–3 фраг%
ментов трубопровода как с выбросом их из траншеи, так, зачастую, и без выброса фрагментов
из траншеи. При вязком разрушении МГ диаметром 1400 мм среднее значение дальности раз%
лета составляет 106,5 м, а максимальное – 180 м, при хрупком – соответственно 171,3 м и 700 м.
При этом в случаях хрупкого разрушения массы фрагментов были существенно меньше, чем
при вязком разрушении.
52
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.8.3.4 При необходимости могут быть выполнены расчеты дальности разлета оскол%
ков трубы. При этом применяемые методы расчета должны базироваться на предположении,
что часть потенциальной энергии сжатого газа расходуется на фрагментацию оболочки трубы
и слоя грунта и приобретение ими начальной скорости. В дальнейшем рассчитывается дина%
мика движения этих фрагментов в воздухе и определяются размеры зон (на поверхности
земли) их разлета.
Последовательность расчета размеров зон разлета осколков трубы при разрыве МГ сле%
дующая:
а) определить для каждой точки x(m)
n (см. 5.7) рассматриваемого n%го ПОУ:
% расстояние L1 от нагнетающей КС;
% фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе принимающей
КС давление проектное;
б) задать длину разрыва Lразр (м) МГ с использованием рекомендаций 5.8.2;
в) задать общее количество nоск образующихся при разрушении МГ одинаковых оскол%
ков (рекомендуемое значение nоск = 3÷5 ) и рассчитать их размеры по формулам
l1 = bтр ,
(5.14)
l2 = π⋅ D,
(5.15)
l3 =
Lразр
nоск
,
(5.16)
где bтр, D – толщина стенки и внешний диаметр трубы МГ, соответственно, м;
Lразр – длина разрыва трубы МГ;
г) рассчитать массу mоск (кг) осколков с рассчитанными выше размерами;
д) в окрестностях каждой точки x(m)
n рассчитать максимальные дальности разлета
осколков трубы массой mоск и размерами l1 × l2 ×l
3
с помощью методики, изложенной в
подразделе Ж.1 приложения Ж. Результатами расчета должны быть массивы значений – ради%
усы круговых зон разлета осколков трубы с массами mоск на поверхности земли в окрестностях
каждой точки x(m)
n в пределах каждого n%го ПОУ.
5.8.4 Воздушная волна сжатия при разрыве МГ
5.8.4.1 Воздушная волна сжатия (ВВС) возникает при разрыве МГ как следствие рас%
ширения транспортируемого под высоким давлением природного газа. Далее с определенной
задержкой может произойти воспламенение газа – уже вне полости трубопровода при смеше%
нии газа с воздухом до определенных концентраций (5–15 % об.) и одновременном появле%
нии источника зажигания с необходимым энергетическим потенциалом. Возникающие при
53
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
этом барические эффекты настолько незначительны по сравнению с негативными эффекта%
ми от расширения сжатого газа и тепловым воздействием пожара, что ими можно пренебречь.
5.8.4.2 Нелинейные волновые процессы в грунте (как упругом теле), возникающие при
разрушении газопровода, затухают на расстояниях в несколько метров и не оказывают нега%
тивного воздействия на параллельно уложенные нитки МГ [17].
5.8.4.3 Последовательность расчета распределения избыточного давления ВВС в окру%
жающей среде при разрыве МГ:
a) определяются для каждой точки x(m)
n (см. 5.7) рассматриваемого n%го ПОУ:
% расстояние L1 от нагнетающей КС;
% фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе принимающей
КС давление равно проектному Pраб;
b) задается длина разрыва Lразр МГ с использованием рекомендаций 5.8.2;
c) в окрестностях каждой точки x(m)
n рассчитываются распределение избыточного
давления ВВС ΔPф и импульса I с помощью методики, изложенной в Ж.3 (приложение Ж).
Результатами расчета должны быть массивы значений ΔPф(x,y) и импульса I(x,y), отра%
жающие территориальные распределения избыточного давления и импульса ВВС вокруг каж%
дой точки разрыва x(m)
n.
5.8.5 Зоны загазованности при авариях на МГ
5.8.5.1 Если в момент разгерметизации МГ газ не воспламеняется (сценарии групп С3,
С4), возникает необходимость анализа процессов его рассеяния (дисперсии) в атмосфере для
определения размеров зон загазованности.
Размеры зоны загазованности (с учетом того, что метан не обладает выраженным ток%
сическим действием) рекомендуется определять по двум концентрационным пределам метана:
% 30 % об. – определяет границу зоны асфиксионной опасности, в пределах которой в
результате снижения концентрации кислорода в воздухе нарушаются обменные процессы в
организме человека и животных и происходит удушье;
% 5 % об. (НКПВ) – определяет границу зоны потенциального термического воздей%
ствия на реципиентов в случае так называемого «позднего поджигания» облака ГВС.
Зона асфиксионного воздействия намного меньше указанной зоны потенциального
теплового воздействия и полностью поглощается последней.
5.8.5.2 При расчете указанных зон следует иметь в виду, что сценарий сгорания облака
ГВС в результате «позднего поджигания» не входит в число расчетных сценариев аварий на
МГ в рамках данного стандарта, поскольку предполагается, что в конечном итоге по своим
последствиям, связанным с воздействием основного поражающего фактора – тепловой ради%
54
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ации, он сводится к сценариям групп С1 или С2. Т.е. принято в рамках КолАР, что сценарий
задержанного воспламенения облака ГВС замещается сценариями групп С1 или С2.
Тем не менее, расчет размеров зон загазованности (как по НКПВ, так и по порогу
асфиксии) рекомендуется выполнять по причинам, изложенным в 5.8.1.
5.8.5.3 При расчете дисперсии газа в атмосфере рекомендуется рассматривать два пре%
дельных режима формирования опасных зон загазованности, соответствующих группам сце%
нариев С3 и С4 (см. 5.5):
а) в виде двух невзаимодействующих наклонных или настильных струй (группа сцена%
риев С4 );
б) в виде восходящего вверх интегрального течения (низкоскоростного колонного
шлейфа) из грунтового котлована (группа сценариев С3 ) (см. рисунок 5.3).
П р и м е ч а н и е – При этом должно учитываться следующее. В ближней к источнику области
выбрасываемый газ рассеивается по законам струйного (эжекционного) смешения с воздухом. На
определенном расстоянии от источника средняя осевая скорость струи становится соизмеримой со
скоростью сносящего воздушного потока, и начинает доминировать диффузионный механизм рассея%
ния, определяемый турбулентными параметрами атмосферы. Эжекционные механизмы распростране%
ния струи в атмосфере приводят к существенному разбавлению природного газа (ниже НКПВ) непо%
средственно в пределах струи. По этой причине природный газ не может накапливаться вне пределов
струи и создавать дополнительные объемы пожароопасных концентраций. На размерах струи значи%
тельно сказывается скорость ветра, влияющая на смешение газа с воздухом (см. рисунок 5.4). Так, ско%
рость ветра 3 м/с приводит почти к двухкратному уменьшению длины струи, скорость ветра 6 м/с – к
трехкратному.
5.8.5.4 Оценка размеров зон возможных пожаровзрывоопасных концентраций газа при
струевом выбросе (группа сценариев С4) проводится исходя из консервативных соображений
(размеры струй рассчитываются при нулевой скорости ветра).
Последовательность расчета зоны загазованности от 2%х струй при разрыве МГ:
а) определяются для каждой точки x(m)
n исследуемого n%го ПОУ на трассе МГ, рассма%
триваемой в качестве источника аварийного истечения газа (см. 5.7):
% расстояние L1 от нагнетающей КС;
% фактическое давление P0 до аварии в предположении, что на выходе нагнетающей
КС давление равно проектному Pраб;
б) с помощью методики, изложенной в подразделе Е.1 приложения Е, в окрестностях
каждой точки x(m)
n ассчитываются распределения концентрации (С) и скорости (u) газа в стру%
евых потоках.
55
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Z
Ua
C(z)
C(z)
U00 ≈
» aкр
S
C(x)
Δh0
x0
x
G1(t)
G2 (t)
*
X1
а
Z
Ua
C (z)
∼
U0 << aк р
C(x)
S
*
h0
G 2 (t)
G 1 (t)
Dэ к
d0
*
X1
б
Рисунок 5.3 – Варианты выброса газа при разрушении МГ без возгорания:
а) выброс в виде 2%х независимых струй из концов разрушенного трубопровода; б) выброс
в виде интегрального шлейфа из образовавшегося «котлована»
5.8.5.5 Расчет более сложного процесса распространения низкоскоростного интеграль%
ного турбулентного шлейфа газа из котлована в условиях действия сносящего ветрового пото%
ка (группа сценариев С3) должен проводиться по специализированным программам, реализу%
ющим решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, отражающих
в консервативной форме законы сохранения массы, импульса и энергии и описывающих
течение газа (в параметрах скорости, плотности, температуры) при различных состояниях
атмосферы и скоростях ветра [18, 19].
П р и м е ч а н и е – Как показывают расчеты по модели [19], вследствие резкого убывания интен%
сивности выброса газа уже в течение первых нескольких минут после разрыва зона загазованности,
достигнув своих максимальных размеров, сжимается к источнику. При малых скоростях ветра
(до 10 м/с) взрывоопасные концентрации газа у поверхности земли создаются только в месте истечения
56
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
z, м
z, м
z, м
Рисунок 5.4 – Размеры и формы струи газа в условиях поперечного обтекания ветровым
потоком. Расход – 4 кг/с, диаметр отверстия 50 мм. Скорости ветра u∞ даны в м/с
(в основании «колонны»). При скорости ветра больше 10 м/с ось восходящего конвективного течения
сильно изгибается и наклоняется к поверхности земли вплоть до ее касания и образования на поверх%
ности земли второй зоны пожароопасных концентраций. В качестве характерного примера на рисунке 5.5
представлены результаты расчета максимальных размеров зоны загазованности (изолиния концентра%
ции Снкпв = 0,05) по срезу в вертикальной плоскости, полученные для случая разрыва МГ с внешним
диаметром 1420 мм (Рраб = 7,5 МПа) посередине перегона длиной 120 км с образованием начального
интегрального вертикального шлейфа диаметром Dэк = 30 м с начальной дозвуковой скоростью
u0 = 4·G/(ρ0 · πD2эк)~14 м/с, где G – суммарный расход газа из 2%х концов МГ. Класс устойчивости атмо%
сферы по Паскуиллу – D, скорость ветра – 10 м/с, шероховатость поверхности земли – 0,03 м. Видно,
что даже при таком крайне маловероятном сценарии развития аварии максимальная протяженность
пожароопасной зоны на уровне поверхности земли не превышает 350 м по направлению ветра, т.е. вели%
чины нормативного минимального расстояния до населенных пунктов, установленного СНиП 2.05.06%85*
для МГ данного диаметра.
5.8.5.6 В исключительных случаях по требованию заказчика КолАР по результатам рас%
четов по специализированной программе для сценария аварий из группы С3 на плане трассы
МГ строится зона приземной загазованности от «шлейфового» истечения газа, ограниченная
57
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
350
Z, м
300
250
200
150
100
50
0
%100
%50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Y, м
Концентрация метана
0,99
0,75
0,5
0,3
0,15
0,05
0,025
Рисунок 5.5 – Размеры зоны опасных концентраций природного газа в вертикальной
плоскости симметрии выброса по направлению ветра (цветом отмечены зоны
с концентрацией природного газа в смеси с воздухом выше соответствующего значения,
указанного на подрисуночной шкале). Расход газа из трубопровода 7000 кг/с,
эквивалентный диаметр котлована Dэк = 30 м, скорость ветра u∞ =10 м/c, класс
устойчивости атмосферы – D
изолинией НКПВ (5 % об.) метана для следующих атмосферных условий: класс устойчивости
атмосферы D, скорость ветра 15 м/c, направление ветра – перпендикулярно оси МГ.
5.8.6 Тепловая радиация от пожара на МГ
5.8.6.1 Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теплового воз%
действия пожара на окружающую среду (пространственное распределение тепловых потоков
q(x,y,z) в общем случае зависят от конкретного сочетания следующих факторов:
% диаметра МГ, размера отверстия истечения (трещины) в трубе (диаметр отверстия
истечения при авариях на МГ принимается равным внутреннему диаметру МГ), места разры%
ва на перегоне между КС, фактического давления газа в месте разрыва;
% характерного размера (эффективного диаметра) грунтового котлована; характери%
стик массива грунта; взаимного положения осей концов разрушенного участка трубопровода.
Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выброса газа из участ%
ков газопровода вверх и вниз по потоку от места разрыва и, в конечном итоге, мощность
теплового излучения от пламени пожара, а факторы второй группы – интегральное газодина%
58
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
мическое поле при взаимодействии высокоскоростных струй газа и конечное положение
фронта пламени в пространстве (геометрическую форму пламени) и времени.
5.8.6.2 Для оценочных расчетов тепловых потоков q от пожара на МГ все многообразие
реально возможных вариантов горения и геометрических форм пламени, обусловленных
несимметричным (в общем случае) газодинамическим взаимодействием звуковых струй газа,
неопределенностью положения концов разрушенного МГ и конфигураций грунтового котло%
вана, может быть сведено к двум основным вариантам, описанным в 5.5.3 как сценарии груп%
пы С1 «Пожар в котловане» и сценарии группы С2 «Струевые пламена». При этом пламя моде%
лируется как твердый тепловой излучатель в форме цилиндра (для группы С1) или усеченного
конуса (для группы С2).
5.8.6.3 Частным случаем сценариев группы С2 являются сценарии с одной горящей
струей, рассматриваемые при значительном различии массовых расходов газа в потоках, исте%
кающих из 2%х концов разрушенного МГ (например, при авариях в начале или конце перего%
на между КС).
5.8.6.4 С целью снижения повышенной трудоемкости проведения расчетов q(х,у) и
зависящих от q(х,у) показателей риска, связанной c нестационарностью процесса истечения
газа G(t) и, следовательно, изменением во времени размеров пламени и теплового потока,
рекомендуется расчеты q(х,у) проводить для постоянного (фиксированного) значения интен%
сивности истечения G(tрек), соответствующего рекомендуемому моменту времени tрек (отсчет
времени – от момента разрыва МГ), зависящему от диаметра МГ – см. таблицу 5.9.
Указанные значения tрек и рассчитанные по ним значения q(х, у, tрек) рекомендуется
применять при расчетах теплового воздействия, прежде всего, на людей с учетом принятого
положения (подтверждаемого статистикой и результатами соответствующих научных иссле%
дований) о том, что тяжелые тепловые поражения людей (вплоть до летального исхода), нахо%
дящихся вблизи пожара на МГ (в т.ч. убегающих от пожара), имеют место в пределах первых
минут после возникновения пожара.
5.8.6.5 При расчетах q(х, y), нацеленных на оценку последствий теплового воздействия
на технологическое оборудование, здания, сооружения и компоненты природной среды,
рекомендуется использовать значение характерного времени, равное 90 с, при условии общей
продолжительности теплового воздействия не более 15 мин. В ином случае (более 15 мин.)
Та б л и ц а 5.9 – Значения tрек для перехода на модель пламени со «стационарными»
параметрами при расчете теплового поражения людей
Условный диаметр
МГ, Ду, мм
tрек, с
1400
1200
1000
800
700
500
400
300
200
150–100
60
60
60
45
45
30
30
30
30
30
59
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
следует рассчитывать переменную во времени зависимость q(х,y,t) (по полученной ранее зави%
симости G(t)) в точке расположения рассматриваемого элемента оборудования, здания или
компонента природной среды с дальнейшим расчетом тепловой дозы при заданном времени
воздействия с целью оценки последствий (степени разрушения или поражения) указанных
объектов (см. 5.10).
5.8.6.6 Расчет радиационного теплового воздействия (тепловых потоков q(x,y) пожара
на МГ на прилегающие объекты (на реципиентов термического воздействия) рекомендуется
проводить по следующей формуле
q( x, y ) = E f ⋅ϕ ( x, y ) ⋅ν,
(5.17)
где Ef – интенсивность излучения с единицы поверхности («внешней оболочки») пламени,
кВт/м2;
ϕ(x,y) – угловой коэффициент облучения единичной площадки;
ν – коэффициент поглощения теплового излучения атмосферой.
При этом последовательность расчета распределения тепловых потоков q(х,у,t) следую%
щая:
а) для каждой точки x(m)
n (см. 5.7) n%го ПОУ исследуемого МГ необходимо последова%
тельно рассмотреть сценарии 2%х групп: сначала C1 – «Пожар в котловане», затем С2 – «Стру%
евые пламена» (для надземных участков МГ рассматриваются только сценарии группы С2).
При этом на первом шаге по рассчитанным в 5.7 зависимостям G(t) (для сценариев группы С1)
или G1(t), G2(t) (для сценариев группы C2) следует определить фиксированные значения
интенсивностей истечения G(tрек) или соответственно G1(tрек), G2(tрек);
б) принять, что для сценариев группы С1 геометрической формой пламени является
цилиндр (вертикальный или наклонный), а для сценариев группы C2 – усеченный конус (наклон%
ный или горизонтальный) или горизонтальный полуцилиндр (только для настильных струй);
в) определить с помощью методик, приведенных в приложении E, размеры пламени
(стационарные или переменные во времени – в зависимости от вида реципиентов и конкрет%
ного сценария при рассмотрении воздействия на оборудование, здания, природную среду –
(см 5.8.6.5)):
% для сценариев группы С1 – по методике подраздела Е.4.1 приложения E;
% для сценариев группы С2 – по методике подраздела Е.4.2 приложения E;
г) определить с помощью методики, приведенной в подразделе Ж.5 приложения Ж,
распределения тепловых потоков q(х,y) вокруг мест разрыва МГ (точек x(m)
n ) на уровне поверх%
ности земли. При этом расчет значений углового коэффициента облучения рекомендуется
проводить:
60
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% для сценариев группы С1 – по формулам (Ж.54)–(Ж.57) для цилиндрического пламени;
% для сценариев группы С2 – по формулам (Ж.58), Ж.59) для пламени в виде вертикаль%
ного усеченного конуса или по формуле (Ж.47) путем численного интегрирования – для пла%
мени в виде наклонного или горизонтального усеченного конуса или по формуле (Ж.52) – для
пламени в виде горизонтального полуцилиндра.
5.8.7 Для подводных переходов МГ, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншею по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м рас%
чет распространения поражающих факторов выполняется в порядке, изложенном выше для
сухопутных участков.
5.8.8 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншею по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в русло%
вой части водоема на глубинах более 5 м рекомендуется принимать, что радиус газовой струи,
выходящей через поверхность воды в атмосферу вертикально вверх rвых, равен
rвых = 0,2 ⋅ (3 G (t рек ) + h ),
(5.18)
где G(tрек) –суммарный расход газа на момент времени tрек согласно данным таблицы 5.9, кг/с;
h – глубина в месте разрыва, м.
5.8.9 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально%направленного
бурения с конструкцией «труба в трубе», расчет распространения поражающих факторов
выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных участков.
5.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на магистральных газопроводах
5.9.1 На данном этапе КолАР (этап 3.6 в блок%схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария Сij аварии (или, как минимум, для наиболее вероятного и
наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев в пределах каждого рассма%
триваемого ПОУ):
% зоны потенциального поражения (ЗПП) (не путать с зонами воздействия поражаю%
щих факторов – см. 5.8) людей от расчетных поражающих факторов, перечисленных в 5.8.1;
% ожидаемые количества погибших и раненых среди населения (включая людей, про%
живающих в ближайших к МГ населенных пунктах, посетителей мест массового скопления
людей, персонал сторонних организаций, водителей и пассажиров транспортных средств на
переходах через автомобильные и железные дороги, а также через судоходные водные прегра%
ды, сельскохозяйственных работников на сельхозугодьях) в зоне потенциального поражения
от превалирующего («поглощающего» остальные факторы) поражающего фактора;
61
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% ожидаемые количества погибших и раненых среди персонала эксплуатирующей орга%
низации в зоне потенциального поражения от превалирующего поражающего фактора.
5.9.2 В качестве единого целевого уровня поражения человека (единого критерия пора%
жения) от любых поражающих факторов аварии на МГ при расчетах зон потенциального
поражения следует установить летальный исход (гибель человека).
5.9.3 Зоны потенциального поражения рекомендуется представлять в виде распределе%
ний на поверхности земли вокруг точки разрыва МГ условных вероятностей поражения (от
того или иного поражающего фактора) гипотетического человека со среднестатистическими
возрастными и биологическими характеристиками, условно располагаемого в каждой точке
расчетной сетки на открытой местности и удаляющегося из этой точки от места аварии со ско%
ростью 2,5 м/c. При нахождении человека в транспортном средстве вместо скорости 2,5 м/c
необходимо принимать скорость движения транспортного средства.
5.9.4 Принцип расчета условных вероятностей поражения человека зависит от вида
поражающего фактора аварии, воздействующего на человека.
5.9.5 При рассмотрении таких поражающих факторов, как ВВС и тепловая радиация,
условная вероятность Р(Гчел|Zij%k) (в сокращенной записи – Pгиб) поражения человека (т.е.
события Гчел, состоящего в гибели человека) в точке территории Е с координатами (х,y) при
условии воздействия k%го поражающего фактора в этой точке (т.е. события Zij%k, состоящего в
«захвате» точки Е(x,y) зоной воздействия k%го поражающего фактора при реализации сцена%
рия Сij) определяется из выражения функции нормального распределения, аргументом кото%
рой является пробит%функция Pr для соответствующего поражающего фактора, отражающая
специфику и определяющая критерий негативного (поражающего) воздействия этого факто%
ра на организм человека
Р (Г чел | Z ij%k ) = Pгиб ( x, y) =
1
2π
Pr −5
⋅
∫
e −v
2
/2
dv,
(5.19)
−∞
Pr = a + b ⋅ ln Dчел ,
(5.20)
где а, b – эмпирические коэффициенты, зависящие от вида воздействия и восприимчивости
к нему людей;
Dчел – доза негативного воздействия – функция физической характеристики конкретного
поражающего фактора и времени его воздействия на человека.
Зависимость (5.19) условной вероятности поражения от пробит%функции представле%
на на рисунке 5.6 и в таблице 5.10.
62
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.6 – Зависимость условной вероятности поражения от пробит%функции
Та б л и ц а 5.10 – Зависимость условной вероятности поражения от пробит%функции
Условная вероятность
поражения Pгиб, %
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2,67
2,95
3,12
3,25
3,38
3,45
3,52
3,59
3,66
10
3,72
3,77
3,82
3,89
3,92
3,96
4,01
4,05
4,08
4,12
20
4,16
4,19
4,23
4,26
4,29
4,33
4,36
4,39
4,42
4,45
30
4,48
4,50
4,53
4,56
4,59
4,61
4,64
4,67
4,69
4,72
40
4,75
4,77
4,80
4,82
4,85
4,87
4,90
4,92
4,95
4,97
50
5,00
5,03
5,05
5,08
5,10
5,13
5,15
5,18
5,20
5,23
60
5,25
5,28
5,31
5,33
5,36
5,39
5,41
5,44
5,47
5,50
70
5,52
5,55
5,58
5,61
5,64
5,67
5,71
5,74
5,77
5,81
80
5,84
5,88
5,92
5,95
5,99
6,04
6,08
6,13
6,18
6,23
90
6,28
6,34
6,41
6,48
6,55
6,64
6,75
6,88
7,05
7,33
Конкретные значения условной вероятности поражения зависят от вида пробит% функ%
ции. Пробит%функции, описывающие воздействие избыточного давления ВВС и тепловое
воздействие от пожара на человека, находящегося на открытой местности (вне помещения),
приведены в подразделе И.1 приложения И.
5.9.6 Условная вероятность Pгиб%оск поражения человека осколками разрушенного МГ в
точке территории Е с координатами (х,y) отождествляется с вероятностью попадания осколка
в человека Pоск (при этом считается, что человек погибает). При расчете тело человека модели%
руется вертикально расположенным цилиндром высотой 1,8 м и радиусом основания 0,3 м.
Вероятность попадания в человека одного из осколков, вылетевших от места разрыва МГ (для
63
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
подземных МГ – из грунтового котлована) при r ≤ rmax (см. 5.8.3.4), рассчитывается по следу%
ющим формулам:
% в случае вылета одного осколка
Pоск (r ) =
⎡
2 ⋅ Lоск + bоб
⎛ h + Lоск / 2 ⎞ ⎤
⋅ sin ⎢arctg ⎜ об
⎟⎥ ,
2 ⋅ π⋅ r
r
⎝
⎠⎦
⎣
(5.21)
% в случае вылета двух осколков
P (2)оск (r ) = 2 ⋅ Pоск (r ) − (Pоск (r ))2 ,
(5.22)
% в случае вылета трех осколков
(3)
Pоск (r ) = 3 ⋅ Pоск (r ) − 2 ⋅ (Pоск (r ))2 + (Pоск (r ))3,
(5.23)
где r – расстояние от точки разрыва МГ до точки E(x,y), м;
Lоск – характерный размер осколка, м,
Lразр
1
Lоск = ⋅ (l1 + l2 + l3 ), l1 = bтр ; l2 = π⋅ D; l3 =
;
3
nоск
bтр, D – толщина стенки и внешний диаметр трубы МГ, м;
Lразр – длина разрыва трубы МГ, м;
bоб, hоб – диаметр и высота моделирующего тело человека цилиндра, м;
nоск – общее число осколков, образовавшихся при разрушении МГ (не путать с nоск–л).
5.9.7. Зоны потенциального поражения от того или иного поражающего фактора рекоменду%
ется изображать на плане местности в виде изолиний условной вероятности поражения с шагом 10 %
(от 1 % до 100 %). При этом изолинию условной вероятности 100 % следует считать внешней грани%
цей зоны абсолютного (100 %) поражения от данного поражающего фактора, а изолинию условной
вероятности 1 % – внешней границей зоны санитарных потерь и внешней границей ЗПП в целом.
Таким образом, территориально ЗПП в целом идентифицируется как территория,
ограниченная изолинией условной вероятности поражения, равной 1 %.
Определяющим размером круговой ЗПП следует считать радиус R1 окружности, совпа%
дающей с изолинией условной вероятности поражения, равной 1 % (рисунок 5.7а).
Определяющими размерами эллипсовидной ЗПП следует считать длины как большой
L1б%п , так и малой L1м%п полуосей эллипса, образованного изолинией условной вероятности
поражения, равной 1 % (рисунок 5.7,б).
Определяющими размерами ЗПП в виде «лепестка» (например, от струевого пламени)
следует считать длину L1б%п продольной оси симметрии «лепестка», образованного изолинией
условной вероятности поражения, равной 1 %, а также его максимальную полуширину
L1м%п (рисунок 5.7 в).
64
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.7 – Возможные формы зон потенциального поражения (т. О – точка разрыва МГ)
5.9.8 Рекомендуемый порядок расчета зон потенциального поражения и ожидаемого
количества пострадавших при реализации конкретного сценария Cij аварии на МГ.
5.9.8.1 Если рассматриваемый сценарий Cij относится к группе C1 или C2 (с возгорани%
ем газа), то для целей расчета количества пострадавших рассчитывается ЗПП только от тепло%
вой радиации; если сценарий Cij относится к группе C3 или C4 (без возгорания газа), то для тех
же целей рассчитываются ЗПП только от ВВС и разлета осколков.
5.9.8.2 Исходными данными для расчета ЗПП являются рассчитанные на предыдущем
этапе КолАР (см. 5.8) территориальные распределения U(x,y) (стационарные или нестацио%
нарные) физических характеристик поражающих факторов, соответствующих рассматривае%
мому сценарию (избыточного давления на фронте ВВС ΔPф(x,y), тепловых потоков q(x,y),
дальности rmax разлета осколков массой mоск).
5.9.8.3 Для расчета ЗПП от воздействия ВВС или тепловой радиации:
% из подраздела И.1 приложения И выбирается пробит%функция, описывающая нега%
тивное воздействие соответствующего поражающего фактора на человека при целевом уров%
не поражения, соответствующем летальному исходу (гибели человека);
% для каждой точки (узла) Е расчетной сетки (см. 5.12) в окрестностях точки разрыва
МГ (в плоскости поверхности земли) рассчитывается значение пробит%функции через дозу
негативного воздействия, определяемую, в свою очередь, через значение физической харак%
теристики U(x,y) поражающего фактора в этой точке сетки и (при необходимости) – через
время воздействия этого фактора на человека (в случае воздействия тепловой радиации доза
рассчитывается с учетом скорости движения человека или транспортного средства, в котором
человек находится, из зоны негативного воздействия);
% по формуле (5.19) по значениям пробит%функции для всех точек сетки рассчитыва%
ются условные вероятности поражения от данного поражающего фактора, и на плане тер%
ритории, близлежащей к трассе МГ, строятся изолинии условных вероятностей поражения
вокруг точки разрыва МГ (как минимум, должны быть изолинии 1 % и 100 % поражения).
65
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.9.8.4 Для расчета ЗПП от разлета осколков разрушенного МГ:
% задается расчетное количество nоск–л одинаковых по размеру вылетевших за пределы
котлована осколков (рекомендуемое значение nоск–л = (0,3÷0,6) · nоск, где nоск – общее коли%
чество образующихся при разрушении МГ осколков, которое рекомендуется принимать в
диапазоне nоск = 3÷5), с размерами каждого осколка l1 × l2 × l3 (см. обозначения к формулам
(5.21)–(5.23) и массой mоск;
% для каждой точки Е расчетной сетки, характеризующейся расстоянием r от места раз%
рыва МГ (r ≤ rmax, где rmax – максимальная дальность разлета осколков массой mоск и размера%
ми l1 × l2 × l3), рассчитывается вероятность Pоск попадания осколка в человека, условно поме%
щаемого в указанную точку, по одной из формул (5.21)–(5.23) – в зависимости от выбранно%
го значения nоск–л. По полученным значениям Pоск строятся изолинии вероятностей пораже%
ния осколками в окрестностях точки разрыва МГ.
5.9.8.5 После расчета ЗПП от каждого из поражающих факторов рассматриваемого
сценария аварии из групп С3, С4 (без возгорания газа) определяется превалирующая по разме%
рам зона путем сопоставления изолиний 1 % поражения от ВВС и от разлета осколков. Для
сценариев с загоранием газа (из групп С1, С2) превалирующей всегда является ЗПП от тепло%
вой радиации от пожара.
5.9.8.6 Для рассматриваемого сценария производится расчет количества пострадавших
от аварии, которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей ЗПП (исходя
из принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших опасностей»).
Общие формулы для расчета количества пострадавших Nпстр, в том числе количества
погибших Nгиб и раненых Nр, в ЗПП с площадью S1
N пстр = ∫ μ д ( x, y ) ⋅ν уяз ( x, y )ds,
S1
N г = ∫ μ д ( x, y ) ⋅ν уяз ( x, y )⋅ Pгиб ( x, y )ds,
(5.24)
(5.25)
S1
N р = N пстр − N гиб ,
(5.26)
где μд ( x, y) – функция, описывающая территориальное распределение людей в дневное
время в пределах ЗПП;
νуяз(x,y) – коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помещения,
укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся от 0 (человек
неуязвим) до 1 (человек не защищен из%за незначительных защитных свойств укрытия).
66
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Формулы для расчета количества пострадавших в ночное время (под которым понима%
ется не только время ночных смен, но также выходные и праздничные дни) аналогичны при%
веденным выше формулам при подстановке вместо функции μд ( x, y) выражения функции
территориального распределения людей в ночное время– μн(x,y).
5.9.9 При практических расчетах рекомендуются нижеследующие алгоритмы расчета
количеств погибших и раненых, различающиеся для разных категорий населения и персона%
ла. (Во всех описанных ниже алгоритмах рассматривается дневное время. При необходимости
расчетов для ночного времени в качестве абсолютных количеств и плотностей распределения
людей используются «ночные» значения)
5.9.9.1 Расчет числа пострадавших среди жителей населенного пункта (или дачного
комплекса) проводится в предположении нахождения людей вне помещений, т.е. при
νуяз(x,y) = 1 (консервативная оценка, основанная на утверждении, что люди в жилых кварта%
лах, в отличие от работников производственных организаций, не обязаны находиться на
рабочих местах, расположенных, как правило, в закрытых помещениях с νуяз < 1).
Общее число пострадавших рассчитывается по формуле
Nнп%пстр = Nнп · (Sнп%з/Sнп),
(5.27)
где Nнп – общее число жителей во всем населенном пункте с общей площадью Sнп, км2;
Sнп%з – «поражаемая» площадь населенного пункта, км2, попадающая в пределы превали%
рующей ЗПП (см. рисунок 5.8) и находящаяся между изолиниями условной вероятности
поражения со значениями Pгиб%н и Pгиб%в, «ограничивающими» всю поражаемую область насе%
ленного пункта.
Число погибших рассчитывается по формуле
Nнп%г = Nнп%пстр · 0,5(Pгиб%н + Pгиб%в).
(5.28)
Число раненых (травмированных) рассчитывается по формуле
Nнп%р = Nнп%пстр – Nнп%г.
(5.29)
5.9.9.2 Расчет числа пострадавших Nво%пстр (в том числе погибших Nво%г и раненых Nво%р)
на отдельно расположенных территориях сторонних (внешних) организаций, попадающих в
ЗПП, проводится в порядке, аналогичном изложенному для населенных пунктов (см. 5.9.9.1),
с заменой слова «жители» на слово «работники», слов «населенный пункт» на слова «сторон%
няя организация» для вариантов наибольшей и наименьшей рабочей смены организации.
При этом полученные по формулам (5.27)–(5.29) значения Nво%пстр , Nво%г, Nво%р умножаются
на коэффициент уязвимости νуяз =0,2.
5.9.9.3 Расчет числа пострадавших Nмс%пстр (в том числе погибших Nмс%г и раненых Nмс%р)
в местах массового скопления людей, попадающих в ЗПП, проводится в порядке, аналогичном
67
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.8 – К расчету числа пострадавших в населенном пункте от аварии на МГ
изложенному для населенных пунктов (см. 5.9.9.1), с заменой слова «жители» на слово «посети%
тели», слов «населенный пункт» на слова «место массового скопления людей» для варианта про%
ектной заполненности людьми указанного объекта. При этом для случая, когда место массово%
го скопления людей представляет собой закрытое помещение, полученные по формулам
(5.27)–(5.29) значения Nмс%пстр, Nмс%г, Nмс%р, умножаются на коэффициент уязвимости νуяз =0,5.
5.9.9.4 Расчет числа пострадавших на сельхозугодьях, пересекаемых трассой МГ.
Общее число пострадавших сельхозработников рассчитывается по формуле
Nсх%пстр = dсх·Sсх%1,
(5.30)
где dсх – средняя плотность работающих на сельхозугодьях вдоль МГ во время посевных, про%
полочных и уборочных работ, включая водителей сельхозтехники, чел./км2 (допускается в
качестве dсх принимать среднесезонную по административному району (в котором располо%
жен МГ) плотность сельхозработников на обрабатываемых землях независимо от вида сель%
хозкультуры);
Sсх%1 – площадь ЗПП, ограниченная изолинией 1 % поражения и границами сельхозуго%
дий, км2 (т.е. площадь участка земли, являющегося пересечением ЗПП и территории сельхо%
зугодий) – (см. рисунок 5.9).
Число погибших сельхозработников рассчитывается по формуле
Nсх%г = dсх Sсх%100 + dсх (Sсх%1 – Sсх%100) · 0,5,
(5.31)
где Sсх%100 – площадь, ограниченная изолинией 100 % поражения и границами сельхозугодий,
км2 (т.е. площадь участка земли, являющегося пересечением зоны 100 % поражения и терри%
тории сельхозугодий).
68
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.9 – К расчету числа пострадавших на сельхозугодьях от аварии на МГ
Число раненых сельхозработников рассчитывается по формуле
Nсх%р = Nсх%пстр – Nсх%г.
(5.32)
5.9.9.5 Расчет числа пострадавших среди водителей и пассажиров при аварии на под%
земном переходе МГ через автомобильную дорогу производится при следующих допущениях:
разрыв газопровода происходит в ближайшей к полотну дороги точке МГ вне патрона (кожу%
ха); транспортные средства не обеспечивают защиты находящихся в них людей от воздей%
ствия поражающего фактора (νуяз =1); среднее количество людей в транспортном средстве
составляет 3 человека.
Общее число пострадавших водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
Nад%пстр =3 · L1 · ωтр/νтр.
(5.33)
где L1 – длина отрезка автодороги в пределах ЗПП, км;
ωтр – средняя интенсивность движения транспортных средств, шт./час (в соответствии со
СНиП 2.05.02%85* [41] для дорог I категории ωтр = 300 шт./час, для дорог II категории –
200 шт./час; для дорог III категории – 80 шт./час, для дорог IV категории – 20 шт./час, для
дорог V категории – 4 шт./час);
νтр –средняя скорость движения транспортных средств по автодороге, км/час (рекоменду%
ется принимать для дорог I категории νтр = 70 км/час, для дорог II категории – 60 км/час; для
дорог III категории – 50 км/час, для дорог IV, V категорий – 40 км/час).
69
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Число погибших водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
Nад%г = 1,5·(L100 + L1) ωтр/vтр,
(5.34)
где L100 – длина отрезка автодороги в пределах зоны абсолютного (100 %) поражения, км (для
круговых ЗПП L100 = 2R100, где R100 – радиус круговой зоны абсолютного поражения).
Число раненых водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
Nад%р = Nад%пстр – Nад%г.
(5.35)
5.9.9.6 Расчет числа пострадавших среди пассажиров при аварии на переходе МГ через
железную дорогу производится при следующих допущениях: разрыв газопровода происходит
в ближайшей к железнодорожной колее точке МГ вне патрона (кожуха); в момент аварии
середина поезда, пересекающего подземный переход, находится над осью МГ; вагоны поезда
обеспечивают частичную защиту находящихся в них людей от воздействия поражающего фак%
тора (vуяз =0,5). При расчете размеров ЗПП скорости движения состава рекомендуется прини%
мать следующими: для электропоезда и пассажирского поезда дальнего следования –
70 км/час; для скорого поезда – 90 км/час; для скоростного экспресса – 170 км/час.
Общее число пострадавших пассажиров при аварии на переходе через железную доро%
гу рассчитывается по формуле
Nжд%пстр = vуяз · (L1/Lваг) · N1ваг,
(5.36)
где L1 – длина отрезка железной дороги в пределах ЗПП, м;
Lваг – длина одного вагона поезда, м (Lваг = 25 м);
N1ваг – количество людей в одном вагоне (N1ваг = 54 чел. – для плацкартного вагона поез%
да дальнего следования, N1ваг = 132 чел. – для вагона пригородного электропоезда).
Число погибших пассажиров рассчитывается по формуле
Nжд%г = 0,5·vуяз·(N1ваг/Lваг)·(L100 + L1),
(5.37)
где L100 – длина отрезка железной дороги в пределах зоны абсолютного (100 %) поражения, м.
Число раненых пассажиров рассчитывается по формуле
Nжд%р = Nжд%пстр – Nжд%г.
(5.38)
5.9.9.7 Общие количества погибших Nдл%г и раненых Nдл%р среди третьих (других) лиц в
результате реализации сценария Cij в окрестностях точки разрыва МГ (необходимые для рас%
чета соответствующей составляющей социально%экономического ущерба (см.5.11 и приложе%
ние К)) в общем случае следует определять по формулам
Nдл%г = Nнп%г + Nсх%г + Nво%г + Nмс%г + Nад%г + Nжд%г,
(5.39)
Nдл%р = Nнп%р + Nсх%р + Nво%р + Nмс%р + Nад%р + Nжд%р,
(5.40)
где указанные в правых частях количества людей рассчитываются в соответствии с
5.9.9.1–5.9.9.6 для дневного времени (т.е. при максимальных количествах людей на объектах).
70
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(При необходимости расчет для ночного времени проводится аналогично). При этом для кон%
кретного места аварии на трассе МГ в правых частях формул (5.39), (5.40) используются толь%
ко те слагаемые, которые соответствуют реально существующим в окрестностях рассматри%
ваемой точки разрыва МГ объектам (населенным пунктам, автодорогам и т.д. ), попадающим
в ЗПП.
5.9.9.8 Расчет числа пострадавших среди персонала, обслуживающего МГ, проводится
исходя из численности мобильной бригады Nбр, которая может находиться непосредственно
на трассе МГ (в любом месте трассы в пределах зоны ответственности ЛПУМГ, эксплуатирую%
щего данный МГ) для проведения осмотра, технического обслуживания или ремонта обору%
дования линейной части МГ. Численность такой территориально локализованной бригады
может варьироваться в значительных пределах (от 1 до 8 и более человек) в зависимости от
вида выполняемых мероприятий (работ), при этом в составе бригады могут быть сотрудники
разных служб: ЛЭС, ЭХЗ, КИПиА, связи и др. Из%за неопределенности взаиморасположения
на трассе МГ мобильной бригады и ЗПП рекомендуется, кроме определения ожидаемого
числа пострадавших, определить условные вероятности (при условии реализации ЗПП) попа%
дания бригады в ЗПП и зону 100 % поражения с учетом временного режима нахождения таких
бригад на трассе в течение года.
Условная вероятность попадания бригады (в полном составе) в ЗПП рассчитывается по
формуле
Pпз%1 = (nд /365)·(nчас/24) · (L1/Lлпу),
(5.41)
где nд – количество дней в году нахождения бригад на трассе МГ в пределах зоны ответствен%
ности ЛПУМГ, дней;
nчас – среднее количество часов в сутки нахождения бригады на трассе МГ (рекомендует%
ся принимать 8 час.), час;
Lлпу – длина в пределах ЛПУМГ обслуживаемого однониточного газопровода или длина
коридора многониточного МГ, в составе которого находится обслуживаемая нитка, км;
L1 – длина отрезка трассы МГ в пределах ЗПП, км (для круговых ЗПП L1 = 2R1, где R1–ра%
диус круговой ЗПП).
При этом общее число пострадавших Nперс%пстр принимается равным численности бри%
гады
Nперс%пстр = Nбр.
(5.42)
Число погибших Nперс%г и число раненых Nперс%р принимаются равными половине
численности бригады
Nперс%г = Nперс%р = 0,5·Nбр.
(5.43)
71
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Полученные в данном пункте значения Nперс%р и Nперс%г используются для расчета пер%
вой составляющей социально%экономического ущерба (см. 5.11 и приложение К).
5.9.10 Метод расчета количества пострадавших от аварии на подводном переходе МГ
зависит от технологии исполнения перехода.
5.9.10.1 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально%направлен%
ного бурения и имеющих конструкцию «труба в трубе», на которых аварийный выброс газа
происходит по межтрубному пространству с выходом в атмосферу уже на берегу в месте, где
заканчивается кожух (согласно сделанным ранее в 5.5 допущениям), расчет количества
пострадавших осуществляется по описанным выше алгоритмам (см. 5.9.9.1–5.9.9.8).
5.9.10.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом с проклад%
кой в траншее по дну водоема, количество пострадавших определяется количеством людей на
судах (плавсредствах), которые могут оказаться в районе разгерметизации МГ в период нави%
гации (консервативная оценка). Количество пострадавших на судах рекомендуется опреде%
лять по алгоритму, аналогичному порядку расчета пострадавших в автотранспортных сред%
ствах, изложенному в 5.9.9.5, который предполагает расчет количества судов, одновременно
попадающих в ЗПП, с учетом интенсивности и средней скорости их движения в рассматрива%
емом водоеме (реке). Учет защитных свойств судна рекомендуется осуществлять с помощью
понижающего коэффициента vуяз, на который умножается число пострадавших, полученное
без учета защиты. При этом рекомендуется ввести три класса судов: крупные пассажирские
суда с количеством людей на борту 500 чел., vуяз = 0,2; средние пассажирские суда – 50 чел.,
vуяз = 0,4; грузовые суда, катера и лодки – 5 чел.,vуяз = 1,0.
5.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных газопроводах
5.10.1 На данном этапе КолАР (этап 3.7 в блок%схеме на рисунке 5.1) для каждого при%
нятого для анализа расчетного сценария Сij аварии определяются возможные количества (в
натуральном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов),
уничтоженных и поврежденных в результате аварии на МГ:
% зданий и сооружений вблизи трассы МГ;
% технологического оборудования линейной части МГ, а также другого оборудования
вблизи МГ;
% автотранспортных средств и автодорог на пересечениях МГ с автодорогами;
% железнодорожного транспорта и железных дорог на пересечениях МГ с железными
дорогами;
% надземных инженерных коммуникаций, в т.ч. высоковольтных ЛЭП;
72
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% лесных угодий;
% сельскохозяйственных культур.
Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы определяются объемы
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ – природного газа и продуктов его сгорания –
при возникновении пожара на МГ.
5.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, тепловая радиация. В случае, если авария сопровождается воспламенением газа
(группы сценариев С1 и С2), при расчетах количеств уничтоженных и поврежденных объектов
учитывается только воздействие тепловой радиации.
5.10.3 При оценке негативного воздействия на объекты указанных выше поражающих
факторов используются 2 типа пороговых критериев поражающего воздействия – характери%
стический и дозовый.
Характеристический критерий задается путем указания пороговых (критических) зна%
чений основной физической характеристики поражающего фактора, определяющих диапа%
зон изменения этой характеристики, соответствующий той или иной степени повреждения (в
соответствии с принятой шкалой степеней повреждения) объекта или его полному уничтоже%
нию (разрушению). Характеристические критерии для того или иного поражающего фактора
рекомендуется использовать в сочетании с построением зон негативного воздействия пора%
жающих факторов, представляющих собой совокупность изолиний заданных значений (в том
числе пороговых значений) основной физической характеристики этого поражающего фак%
тора (см. 5.8).
Дозовый критерий задается путем указания диапазона изменения дозы (функции
физической характеристики поражающего фактора и времени его воздействия на объект),
соответствующего той или иной степени повреждения (в соответствии с принятой шкалой
степеней повреждения) объекта или его полному уничтожению (разрушению). Дозовые кри%
терии рекомендуется использовать при рассмотрении воздействия тепловой радиации на
объекты из негорючих материалов при реализации аварийных сценариев из групп С1, С2 в
сочетании с построением так называемых «зон полученных доз» (ЗПД) для стационарных
(неподвижных объектов).
ЗПД представляет собой совокупность изолиний значений (в том числе критических)
доз тепловой радиации, рассчитываемых в каждой точке расчетной сетки вокруг места аварии
по переменному во времени потоку теплового облучения в этой точке в течение заданного
(фиксированного) времени теплового воздействия. Время теплового воздействия (tдоз) опре%
73
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
деляется продолжительностью аварийного истечения природного газа с интенсивностью G(t)
от момента разрыва МГ (t =0) до момента снижения интенсивности истечения до
0,01 G (t = 0).
Типы и значения критериев поражающего воздействия для различных поражающих
факторов аварии, используемые при расчетах для разных типов имущественных и природных
компонентов, и принятые шкалы степеней поражения этих компонентов приведены в табли%
це 5.11.
5.10.4 При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражаю%
щего воздействия по результатам расчета для конкретного плана размещения имущественных
и природных компонентов (объектов) относительно трассы прохождения МГ должно быть
определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или уничтоженных
объектов в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках рассматриваемо%
го сценария аварии, измеряемое числом (шт.) (если объекты – здания, сооружения, транс%
портные средства и т. п.) или площадью (км2) (если объекты – лесные угодья, сельхозкульту%
ры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России и т.д.).
Итоговое для каждого рассматриваемого сценария Сij количество уничтоженных (Nу)
(или поврежденных (Nп) объектов каждого вида, предназначенное к дальнейшему использо%
ванию при расчете ущерба в стоимостном выражении, определяется как максимальное из
полученных по каждому поражающему фактору количеств уничтоженных (или поврежден%
ных) объектов (исходя из принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших
опасностей, действующих одновременно»)
N у = max{ N у(к),..., N у(К) } ,
(5.44)
N п = max{ N п(к),..., N п(К) } ,
(5.45)
где N у(к) , N п(к) – количества уничтоженных и поврежденных объектов (соответственно) в
результате воздействия k%го поражающего фактора при реализации сценария Сij.
5.10.5 Рекомендуемый порядок определения количества уничтоженных и поврежден%
ных стационарных объектов: зданий, сооружений, наружных установок, металлических кон%
струкций, транспортных средств на стоянке в результате воздействия на них воздушной
волны сжатия (ВВС) (используется характеристический критерий поражающего воздействия)
следующий:
а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки x(m)
n разрыва МГ с нанесенными
изображениями указанных стационарных объектов рассчитывается (см. 5.8) и строится зона
74
Дозовый критерий –
тепловая доза
Характеристический критерий –
критический тепловой поток
Характеристический критерий –
критический т епловой поток
Характеристический критерий –
критический тепловой поток
Тепловая
радиация
Тепловая
радиация
Сельхозкультуры
Почвы
Разлет
осколков
Тепловая
радиация
Характеристический критерий –
критический тепловой поток
Тепловая
радиация
Воздушная
волна
сжатия
Характеристический критерий –
избыточное давление на фронте
ВВС
Воздушная
волна
сжатия
(ВВС)
Характеристический критерий –
соотношение масс осколка и
объекта
Характеристический критерий –
избыточное давление на фронте
ВВС
Характеристический критерий –
соотношение масс осколка и
объекта
Разлет
осколков
35 кВт/м 2
5 кВт/м 2
7 кВт/м 2
См. И.3.3
(приложение И)
См. И.3.1
(приложение И)
См. И.3.2
(приложение И)
См. И.2.3
(Приложение И)
См. И.2.1
(приложение И)
См. И.2.2
(приложение И)
Тип критерия поражающего
воздействия
Поражаю%
щий
фактор
Значения
критериев
поражающего
воздействия
Тепловая
радиация
Лесные угодья
Наружные
установки,
металлические
конструкции,
железные дороги
(отсутствие
пожарной
нагрузки)
Здания и
сооружения типа
зданий,
транспортные
средства,
автодороги
(наличие
пожарной
нагрузки)
Поражаемые
объекты
(имущество или
компонент
природной среды)
0,1
0,4
0,7
1,0
0,1
0,4
0,7
1,0
Полное уничтожение
(необратимая
деградация)
1,0
Степень повреждения k повр и соответствующая
доля затрат на восстановление монотонно
увеличивается от 0,1 до 1,0 при увеличении
тепловой дозы
Полное выгорание или
1,0
повреждение деревьев
до степени
прекращения роста
Полное уничтожение
(необратимая
1,0
деградация)
Слабое повреждение
Среднее повреждение
Сильное повреждение
Полное разрушение
(уничтожение)
Слабое повреждение
Среднее повреждение
Сильное повреждение
Полное разрушение
(уничтожение)
Принятая
качественная шкала
степеней повреждения
Количественные
значения степени
повреждения k повр,
отождествляемой с долей
затрат на восстановление
объекта
Та б л и ц а 5.11 – Критерии поражающего воздействия и принятые степени поражения имущественных и природных компонентов
(поражаемых объектов)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
75
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
барического воздействия ВВС в виде изолиний избыточного давления ΔPф от максимального
значения до 0,5 кПа;
б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в зону
воздействия ВВС, ограниченную изолинией 0,5 кПа) в той его точке Е(хзд, yзд), которая ближе
всего к месту разрыва МГ, определяется значение избыточного давления ВВС ΔPф%об (либо по
ближайшей изолинии зоны воздействия, либо непосредственно из расчетного массива
ΔPф(х,y) – (см. 5.8));
в) для каждого потенциально поражаемого объекта, производится его идентификация,
т.е. отнесение к одному из возможных видов зданий, сооружений, оборудования, транспорт%
ных средств, приведенных в таблицах И.1, И.5 (приложение И);
г) c использованием рассчитанных для каждого объекта значений ΔPф%об с помощью
тех же таблиц И.1, И.5 (приложение И) последовательно проверяется следующее условие пов%
реждения объекта
(k)
(k)
ΔPф%н
≤ ΔPф%об < Δ Pф%в
,
(5.46)
(k)
(k)
где ΔPф%н , ΔPф%в (k = 1,2,3,4) – соответственно нижний и верхний пределы избыточного
давления, ограничивающие один из четырех (k–й) диапазонов давлений, соответствующих
четырем степеням повреждения (от слабого повреждения до полного разрушения). При
выполнении условия рассматриваемому зданию (сооружению) «присваивается» соответ%
ствующая (k–я) степень повреждения и доля затрат kповр на восстановление.
д) Результаты выполнения процедуры для каждого объекта оформляются, как показано
в таблице 5.12.
5.10.6 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в резуль%
Та б л и ц а 5.12 – Перечень поврежденных зданий, сооружений, оборудования,
транспортных средств на стоянке в результате воздействия ВВС при реализации сценария
С34 аварии на n%ом км МГ «А%В», Ду1400 мм (рекомендуемый образец таблицы)
Название и краткая характеристика
здания, сооружения
1 Пятиэтажное кирпичное здание
ООО «N%ское», в плане 30х12 м
2 Садовые одноэтажные деревян%
ные дома (7 шт.) с/т «Восход»
3 Двухэтажное деревянное строение
(склад сельхозинвентаря)
4 Грузовой автомобиль «ЗИЛ%130» –
1 шт.
76
Расстояние от места
разрыва МГ
150 м
85–95 м
45 м
30 м
Степень
повреждения
Слабое
повреждение
Среднее
повреждение
Полное
разрушение
Сильное
повреждение
Доля затрат на восста%
новление kповр
0,1
0,4
1,0
0,7
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
тате воздействия на них осколков разрушенного МГ в целом аналогичен описанному выше
для ВВС. При этом используются результаты расчета дальности (rmax) разлета осколков с мас%
сами mоск (см. 5.8). Для определения степеней осколочного повреждения указанных объектов
различных видов при попадании в них осколков следует использовать данные таблицы И.2
(приложение И), где приведены пороговые значения характеристического критерия –
Моск = mоск/mоб (где mоск – масса осколка, кг, mоб – масса потенциально поражаемого объек%
та, кг), соответствующие четырем различным степеням повреждения. После вычисления зна%
чения Моск и определения соответствующего k%го диапазона, указанного в таблице И.2 (при%
ложение И), объекту присваивается соответствующая k%я степень повреждения и доля затрат
kповр на восстановление. К уничтоженным и поврежденным осколками объектам причисля%
ются все объекты, находящиеся в пределах дальности разлета (rmax) осколков с заданными
массами (mоск). Для каждого объекта, расположенного на расстоянии r ≤ rmax (м) от места ава%
рии, рассчитываются условные вероятности Роск(r) попадания в него осколка (из nоск%л оскол%
ков, вылетевших из котлована; nоск%л рекомендуется принимать как в 5.9) по формулам
(5.21)–(5.23), в которых bоб, hоб – соответственно характерный поперечный размер (относи%
тельно вектора скорости осколка) и высота объекта, м.
Результаты расчетов заносятся в таблицу, аналогичную таблице 5.13
Та б л и ц а 5.13 – Перечень поврежденных зданий, сооружений, оборудования,
транспортных средств на стоянке в результате воздействия осколков (nоск%л = 3,
mоск = 5654 кг) при реализации сценария С34 аварии на n%ом км МГ «А%В», Ду1400 мм
(рекомендуемый образец таблицы)
Макси%
Расстояние от мальная
Вероятность
Название и краткая характеристика места разрыва дальность Степень повреждения, попадания
kповр
здания, сооружения
МГ до
разлета
осколков в
объекта, м осколков,
объект
м
Полное разрушение
1 Садовый одноэтажный
95
140
0,0057
kповр = 1,0
деревянный дом
Сильное повреждение
2 Двухэтажное деревянное строение
45
140
0,1243
kповр = 0,7
(склад сельхозинвентаря)
3 Грузовой автомобиль «ЗИЛ%130» –
1 шт.
30
140
Полное разрушение,
kповр = 1,0
0,0382
5.10.7 При определении количеств уничтоженных и поврежденных единиц технологи%
ческого оборудования, наружных установок осколками принимается, что в случае попадания
осколка mоск массой в конкретный аппарат, установку, находящиеся под давлением, они пол%
ностью разрушаются (kповр = 1) за счет эффектов, обусловленных разгерметизацией аппарата
или установки с последующим выбросом и, как правило, воспламенением содержащихся в
77
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
них опасных веществ. К уничтоженным осколками наружным установкам причисляются все
аппараты и установки, находящиеся в пределах дальности разлета (rmax) осколков с заданны%
ми массами (mоск), и далее для этих установок рассчитываются вероятности попадания в них
осколков в соответствии с 5.10.5.
5.10.8 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке как стационарных объектов,
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате воздействия
тепловой радиации от пожара (используется характеристический критерий поражающего воз%
действия) следующий:
а) для территории вокруг рассматриваемой точки x(m)
n разрыва МГ с нанесенными изо%
бражениями объектов рассчитывается распределение удельного теплового потока облучения
от пожара на МГ (см. 5.8) на момент времени tхар = 90 с после начала истечения и строится
зона теплового воздействия в виде изолиний тепловых потоков q от максимального значения
до 7 кВт/м2;
б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в зону
теплового воздействия ВВС, ограниченную изолинией 7 кВт/м2), в той его точке Е(хзд, yзд),
которая ближе всего к месту аварии, определяется значение удельного теплового потока qоб
(либо по ближайшей изолинии зоны воздействия, либо непосредственно из расчетного мас%
сива q(х,y) – (см. 5.8);
в) для каждого потенциально поражаемого объекта производится его идентификация,
т.е. отнесение к одному из трех типов зданий, сооружений, транспортных средств, различаю%
щихся по пожарной нагрузке, по таблице И.3 (приложение И);
г) для каждого идентифицированного потенциально поражаемого объекта, «характери%
зуемого» рассчитанным тепловым потоком qоб, с помощью матрицы «тепловой поток – тип
здания по пожарной нагрузке» и матрицы «тепловой поток – вероятность возгорания» (см.
подразделы И. 2.3.2, И. 2.3.3 (приложение И)) определяется степень поражения объекта при
условии возгорания kпор и вероятность возгорания Рвозг объекта с получением в итоге степени
его повреждения kповр (отождествляемой с долей затрат на восстановление) по формуле
kповр = kпор·Рвозг,
(5.47)
д) результаты выполнения процедуры для каждого здания (сооружения) заносятся в
таблицу, аналогичную приведенной в 5.10.5 таблице 5.12.
5.10.9 Если в поврежденном или полностью разрушенном (в результате воздействия
какого%либо поражающего фактора аварии) здании находилось технологическое оборудова%
ние, транспортные средства или другое имущество, то степень повреждения kповр и соответ%
78
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ствующая доля затрат на восстановление этого имущества приравниваются к степени повреж%
дения здания и доле затрат на восстановление здания.
5.10.10 Количества уничтоженных и поврежденных движущихся транспортных средств
при аварии на подземном переходе МГ через автодорогу при воздействии заданного поражаю%
щего фактора рассчитываются по формулам
Nтр%у = Nад%г/3,
(5.48)
Nтр%п = Nад%р/3,
(5.49)
где Nад%г, Nад%р – число соответственно погибших и раненых людей в транспортных средствах
при воздействии на них заданного поражающего фактора (см. 5.9.9.5). Для поврежденных
транспортных средств при аварии на переходе через автодорогу рекомендуется принимать
степень повреждения и, соответственно, долю затрат, идущую на ремонт, равной kповр = 0,2.
Полученные по формулам (5.48), (5.49) дробные (в общем случае) значения количеств
уничтоженных и поврежденных транспортных средств следует округлять до ближайших боль%
ших целочисленных значений. Так, при расчетном значении Nтр%у = 1,3 значение Nтр%у для
дальнейшего использования следует принимать равным 2.
5.10.11 Количества уничтоженных и поврежденных вагонов движущегося поезда при
аварии на подземном переходе МГ через железную дорогу при воздействии заданного пора%
жающего фактора рассчитываются по формулам
Nваг%у = Nжд%г/N1ваг,
(5.50)
Nваг%п = Nжд%р/N1ваг,
(5.51)
где Nжд%г, Nжд%р – число соответственно погибших и раненых людей в поезде при воздействии
на них заданного поражающего фактора (см. 5.9.9.6); N1ваг – количество людей в одном ваго%
не (N1ваг = 54 чел. – для плацкартного вагона поезда дальнего следования, N1ваг = 132 чел –
для вагона пригородного электропоезда). Для поврежденных вагонов при аварии на переходе
через железную дорогу рекомендуется принимать степень повреждения и, соответственно,
долю затрат, идущую на ремонт, равной kповр = 0,2.
5.10.12 Рекомендуемый порядок определения по дозовому критерию перечня и коли%
честв уничтоженных и поврежденных наружных установок, металлических конструкций,
железных дорог (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожар%
ной нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара на МГ следующий:
а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки x(m)
n разрыва МГ с нанесенными
изображениями указанных стационарных объектов на основании рассчитанного ранее
(см. 5.8) массива значений тепловых потоков q(x,y,t) на прилегающей к точке x(m)
n территории
рассчитывается и строится зона полученных доз за время tдоз (см. 5.10.3) в виде изолиний
79
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
тепловых доз от максимального значения до 5000 (кВт/м2)·с. При этом тепловая доза в каж%
дой точке с координатами (х,y) рассчитывается по формуле
D( x, y ) = ∫
tдоз
0
q( x, y, t )dt ;
(5.52)
б) для каждого потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в ЗПД,
ограниченную изолинией 5000 (кВт/м2)·с), в той его точке Е(хоб, yоб), которая ближе всего к
месту разрыва МГ, определяется значение полученной им тепловой дозы Dоб (либо по бли%
жайшей изолинии ЗПД, либо непосредственно из расчетного массива D(х,y));
в) с использованием рассчитанных значений Dоб последовательно проверяется при%
надлежность каждого потенциально поражаемого объекта к тому или иному классу чувстви%
тельности к тепловому воздействию из числа приведенных в таблице И.6 (приложение И), и
определяются соответствующие установленному для рассматриваемого объекта классу чув%
ствительности значения нижней Dпор и верхней Dгиб пороговых доз из той же таблицы;
г) по формулам (И.9) приложения И путем подстановки в них значений Dоб, Dпор и Dгиб
для рассматриваемого объекта определяется степень его повреждения в виде значений kповр,
отождествляемая с долей затрат, необходимых для восстановления объекта.
д) результаты выполнения процедуры для каждого объекта заносятся в таблицу, анало%
гичную приведенной в 5.10.5 таблице 5.12.
5.10.13 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло%
щадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий от теплового воздействия следующий:
а) для территории вокруг рассматриваемой точки разрыва МГ с нанесенным контуром
лесных угодий рассчитывается распределение удельного теплового потока облучения (см. 5.8)
на момент времени tхар = 90 с после начала истечения газа и строится зона теплового воздей%
ствия в виде изолинии теплового потока qу = 7 кВт/м2;
б) определяется площадь Sлес%у (га) уничтоженного леса, попадающего в зону теплового
воздействия, ограниченную изолинией 7 кВт/м2 и контуром лесных угодий (см. рисунок 5.10).
Для характерного случая простирания леса за пределы зоны 7 кВт/м2 (по всему ее пери%
метру) площадь Sлес%у приближенно рассчитывается по следующим формулам:
% для круговой зоны теплового воздействия (см. рисунок 5.11, а)
S лес%у = 0,0001 ⋅ ( π⋅ R72 − 2 ⋅ R7 ⋅ Lкор ),
(5.53)
где R7 – радиус круговой зоны теплового воздействия, ограниченной изолинией 7 кВт/м2, м;
Lкор – ширина коридора трубопроводов с учетом ширины расчищенных от растительно%
сти полос по обе стороны от коридора, м (в соответствии с ПТЭ МГ кроме полос между нит%
ками от растительности очищаются полосы по 3 м от осей крайних ниток);
80
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.10 – К расчету площади уничтоженного леса в результате теплового
воздействия от пожара на МГ
% для зоны теплового воздействия в форме эллипса с большой осью, совпадающей с
осью МГ (для сценариев аварии из группы «Пожар в котловане» с наклонным вдоль оси МГ
пламенем в форме цилиндра) (см. рисунок 5.11,б);
S лес%у = 0,0001 ⋅ ( π⋅ Lм ⋅ Lб − 2 ⋅ Lб ⋅ Lкор ),
(5.54)
где Lб, Lм – длины, соответственно, большой и малой осей эллипса, образованного изолини%
ей 7 кВт/м2, м;
% для зоны теплового воздействия в форме эллипса с большой осью, перпендикуляр%
ной оси МГ (для сценариев аварии из группы «Пожар в котловане» с наклонным поперек оси
МГ пламенем в форме цилиндра) (см. рисунок 5.11 в);
S лес%у = 0,0001 ⋅ ( π⋅ Lм ⋅ Lб −
L2б
⋅ Lкор ),
Lм
(5.55)
где Lб, Lм – длины, соответственно, большой и малой осей эллипса, образованного изолини%
ей 7 кВт/м2, м;
% для зоны теплового воздействия в форме двух одинаковых «лепестков», центрально
симметричных относительно точки разрыва МГ, с продольными осями, совпадающими с
осью МГ (для сценариев аварии из группы «струевые пламена») (см. рисунок 5.11 г);
81
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 5.11 – К расчету площади уничтоженного огнем лесного массива
при возникновении аварии с пожаром на газопроводе
S лес%у = 0,0001 ⋅ ( Lм ⋅ Lб − 2 ⋅ Lб ⋅ Lкор +
Lб ⋅ L2кор
Lм
),
(5.56)
где Lб – длина продольной оси «лепестка», образованного изолинией 7 кВт/м2, м;
Lм – максимальная ширина этого же «лепестка», м.
5.10.14 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло%
щадей уничтоженных сельхозкультур Sс/х%у на обрабатываемых землях от теплового воздей%
ствия идентичен вышеизложенному порядку для лесных угодий, но при этом рассматривае%
мая зона уничтожения сельхозкультур ограничена изолинией 5 кВт/м2 и из нее не вычитается
площадь земли, занимаемая собственно коридором газопроводов (в формулах (5.53)÷(5.56)
остаются только первые слагаемые).
5.10.15 В случае необходимости учета дополнительно выгорающей площади леса или
сельхозугодий за счет распространения пожара при ветровой нагрузке следует воспользовать%
ся известными методиками учета этого фактора, в частности методикой [20].
82
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.10.16 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло%
щадей уничтоженного тепловым излучением плодородного слоя почвы Sпочв%у аналогичен
вышеизложенному порядку для лесных угодий, но при этом рассматриваемая зона уничтоже%
ния ограничена изолинией 35 кВт/м2 и из нее не вычитается площадь земли, занимаемая соб%
ственно коридором газопроводов (в формулах (5.53)÷(5.56) остаются только первые слага%
емые).
5.10.17 При авариях на подводных переходах МГ оценка количеств уничтоженных и
поврежденных элементов имущества и компонентов природной среды выполняется в соот%
ветствии с подходами, изложенными в 5.10.1–5.10.16, с учетом ряда особенностей, указанных
в 5.10.17.1–5.10.17.3 для переходов разных конструкций и их участков.
5.10.17.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, оценка количеств уничтоженных и поврежденных имущественных и природных
компонентов, расположенных в окрестностях точки разрыва МГ (как на суше, так и в приле%
гающей акватории, включая суда и прочие плавсредства, но исключая биоресурсы водоема),
производится в полном соответствии с 5.10.1–5.10.16 аналогично оценке для сухопутных
участков МГ.
5.10.17.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при оценке последствий от аварий на подводных участках
МГ в русловой части перехода принимается следующее:
% дюкер претерпевает полное разрушение (степень повреждения kповр = 1), что означа%
ет необходимость нового строительства перехода в полном объеме (если методы ремонта не
оговорены в технической документации; в противном случае проводится оценка степени пов%
реждения в соответствии с принятой в проекте технологией ремонта);
% оценка количеств уничтоженных и поврежденных природных компонентов и
элементов имущества других (третьих) лиц, включая суда и плавсредства в русловой части
перехода, проводится в соответствии с порядком, изложенным в 5.10.1–5.10.12 с учетом воз%
действия на эти компоненты поражающих факторов, характерных для принятых расчетных
сценариев для данной конструкции перехода и глубины местоположения аварийного участка
МГ (см. 5.5);
% биоресурсы пересекаемого газопроводом водоема в качестве потенциально поражае%
мых природных компонентов не учитываются.
5.10.17.3 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально%направлен%
ного бурения с конструкцией «труба в трубе», оценка количеств уничтоженных и поврежден%
83
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ных имущественных и природных компонентов производится в соответствии с 5.10.1–5.10.16
с учетом принятых для этого случая расчетных сценариев аварии (см. 5.5), предполагающих
воздействие поражающих факторов аварии только на объекты, находящиеся на суше.
Дополнительно принимается, что степень повреждения дюкера в результате разрыва
основного трубопровода составляет kповр = 0,5, что соответствует проведению следующих
работ по восстановлению работоспособности дюкера: извлечение поврежденного трубопро%
вода из кожуха на полную длину перехода, сварка новой плети и ее обратное протаскивание
через кожух, сварочно%изоляционные работы по присоединению плети к сухопутным участ%
кам МГ, испытание отремонтированного перехода.
5.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных газопроводах
5.11.1 На данном этапе КолАР (этап 3.8 в блок%схеме на рисунке 5.1) выполняется
оценка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария
Сij аварии в выбранных точках каждого ПОУ рассматриваемого МГ, и на этой основе – мате%
матическое ожидание ущерба от аварии в каждой точке ПОУ, средние значения ущерба в пре%
делах ПОУ и в пределах рассматриваемого МГ (а при необходимости – средние значения
ущерба по ЛПУМГ и ГТО в целом). При этом используются результаты расчета ущербов в
натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденного)
имущества и природных компонентов), полученные на предыдущих этапах (см. 5.9; 5.10).
5.11.2 Оценка ущерба от аварии на МГ производится в соответствии с общей методи%
кой расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом ряда изложен%
ных ниже положений, отражающих специфику МГ.
5.11.3 Ущерб У (ij)
a при реализации сценария Сij аварии на МГ складывается из следую%
щих основных составляющих:
% социально%экономического ущерба У
(ij)
с%э
(руб.), обусловленного гибелью и травма%
тизмом обслуживающего ЛЧ МГ персонала, а также населения на территориях, прилегающих
к МГ, включая работников близлежащих сторонних организаций;
% прямого ущерба производству У (ij)
пр (руб.), обусловленного разрушением и поврежде%
нием элементов линейной части МГ и потерями газа;
% ущерба У (ij)
им.др.л (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения;
% ущерба У (ij)
ла (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию
ее последствий и расследование аварии;
% экологического ущерба У (ij)
экол (руб.).
5.11.4 При расчете всех составляющих ущерба в результате реализации того или иного
сценария Сij аварии на МГ в качестве учитываемых количеств потенциально поражаемых
84
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
реципиентов (людей, элементов имущества и природной среды) следует брать количества
реципиентов, подвергаемых воздействию наиболее значимого по масштабам своего распро%
странения поражающего фактора, создающего наибольшую зону поражения (исходя из прин%
ципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших опасностей, действующих одно%
временно»).
5.11.5 При расчете составляющей социально%экономического ущерба, связанной с
гибелью людей, кроме установленных законодательством Российской Федерации выплат
пособий на погребение погибших и пособий в случае смерти кормильца, следует учитывать
компенсационные выплаты Sкомп родственникам погибших, базирующиеся на стоимости
среднестатистической жизни человека Sж в Российской Федерации (см. приложение К).
5.11.6 При расчете имущественных ущербов ущерб, связанный с полным уничтожени%
ем имущественного объекта, учитывается в виде полной рыночной стоимости Sоб восстано%
вления объекта за вычетом его износа. Ущерб, связанный с частичным повреждением имуще%
ственного объекта, учитывается в виде доли kповр · Sоб от полной рыночной стоимости восста%
новления объекта, идущей на ремонт объекта. При этом значение kповр есть степень повреж%
дения имущественного объекта (см. 5.10 и приложение И).
5.11.7 При расчете социально%экономического ущерба (порядок расчета приведен в
подразделе К.2 приложения К) в качестве значений количеств погибших (Nперс%г) и травмиро%
ванных (Nперс%р) среди персонала, фигурирующих в формулах (К.3), (К.4), (К.6) (приложение
К), следует использовать соответствующие количества погибших и раненых членов бригад,
работающих в дневное время на линейной части МГ, полученные в 5.9.9.8.
В качестве значений количеств погибших (Nдл%г) и травмированных (Nдл%р) среди
третьих лиц, фигурирующих в формулах (К.7), (К.8) (приложение К), следует использовать
значения, полученные в 5.9.9.7.
5.11.8 При расчете прямого ущерба производству У (ij)
пр в результате аварии на МГ в
качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов ГТО следует учитывать сле%
дующие объекты:
а) собственно трубопровод (и соседние с ним нитки при необходимости);
б) площадки линейных крановых узлов (в том числе на соседних нитках);
в) опоры и провода вдольтрассовой технологической ЛЭП;
г) блок%боксы системы телемеханики;
д) шкафы ЭХЗ, контрольно%измерительные пункты (колонки);
е) кабели связи;
ж) сооружения и оборудование газоизмерительных станций;
85
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
з) сооружения и оборудование пунктов замера и редуцирования газа;
и) краны, трубопроводы, а также камеры приема%запуска очистных устройств на узле
подключения КС (при аварии вблизи КС);
к) площадки с аварийным запасом труб, запорной арматуры и соединительных деталей;
л) сооружения и оборудование ГРС (при аварии на газопроводе%отводе вблизи ГРС).
м) сооружения и оборудование КС при бесшлейфовом размещении КС.
Порядок расчета У (ij)
пр приведен в подразделе К.3 приложения К.
(ij)
5.11.9 При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам (У им.др.л
) в резуль%
тате аварии на МГ в качестве потенциально уничтожаемого (повреждаемого) имущества других
(третьих) лиц следует учитывать следующие объекты (прежде всего, в местах нарушений
СНиП 2.05.06%85* [21] в части минимальных безопасных расстояний от МГ до указанных объектов):
а) жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных
пунктов;
б) дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;
в) здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;
г) автотранспортные средства на переходах МГ через автодороги, в гаражах и на авто%
стоянках вблизи трасс МГ;
д) автодорожное полотно и объекты обустройства автодорог вблизи подземных перехо%
дов МГ через автодороги;
е) железнодорожные составы на переходах МГ через железные дороги;
ж) железнодорожное полотно и объекты обустройства железных дорог вблизи подзем%
ных переходов МГ через железные дороги;
з) сторонние трубопроводы, ЛЭП, кабели вблизи трассы МГ;
и) сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи трасс МГ;
к) речные и морские суда, баржи в местах переходов МГ через водные препятствия.
Порядок расчета У (ij)
им.др.л приведен в подразделе К.4 приложения К.
5.11.10 Затраты У (ij)
ла на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследо%
вание аварии рекомендуется принимать в размере 10 % от суммарного прямого имуществен%
ного ущерба производству и другим (третьим) лицам
(ij)
(ij)
(ij)
У ла
= 0,1 ⋅ (У пр
+ У им.др.л
).
(5.57)
5.11.11 Экологический ущерб У (ij)
экол, определяемый как вред, нанесенный компонен%
там природной среды в результате аварии на МГ, исчисляется в денежном эквиваленте в
форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией за причинение указанного
вреда. При расчете У (ij)
экол в результате аварии на МГ следует учитывать:
86
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа и продуктами его сго%
рания;
% выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени пре%
кращения роста деревьев;
% повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара.
Порядок расчета У (ij)
экол приведен в подразделе К.6 приложения К.
Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных выбро%
сов природного газа определяются в соответствии с 5.7.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов, площа%
ди уничтоженного леса определяются в соответствии с 5.10.13.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением почв, площади повреж%
денных почв определяются в соответствии с 5.10.16.
5.11.12 Математическое ожидание ущерба от аварии в m%й точке трассы (с линейной
координатой x(m)n) n%го ПОУ с учетом всех расчетных сценариев Сij аварии в этой точке, обра%
зующих полную группу событий, рассчитывается по формуле
I
J
У а(m) = ∑∑ У а(ij) ⋅P (Cij ),
(5.58)
i =1 j=1
где У (ij)
a – полный ущерб при реализации сценария Сij в m%й точке трассы n%го ПОУ;
P(Cij) – условная вероятность реализации сценария Сij.
Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально%экономи%
ческого ущерба У
(m) ,
с%э
прямого производственного ущерба У
лиц У (m)
им.др.л, затрат на ликвидацию и расследование аварии
(m) , ущерба имуществу других
пр
У (m)
ла, экологического ущерба
У (m)
экол) от аварии в m%й точке трассы n%го ПОУ рассчитываются по формулам, аналогичным
формуле (5.58) при подстановке в нее вместо У (ij)
а значений соответствующих составляющих
ущерба У
(ij) ,
с%э
(ij)
(ij)
(ij)
У (ij)
пр, У им.др.л, У ла, У экол, рассчитанных для каждого сценария Сij.
5.11.13 Среднее значение ущерба в пределах n%го ПОУ рассчитывается по формуле
(n)
=
У ПОУ
где У
(m)–
а
1
М
М
∑ У а(m) ,
(5.59)
m =1
математическое ожидание ущерба от аварии в m%й точке n%го ПОУ;
M –общее число точек в пределах n%го ПОУ, в которых моделируется авария МГ и рассчи%
тывается ущерб от аварии.
Средние по n%му ПОУ значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально%эко%
(n)
номического ущерба У (n)
ПОУ%сэ, прямого производственного ущерба У ПОУ%пр, ущерба имуще%
87
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(n)
ству других лиц У (n)
ПОУ%им.др.л, затрат на ликвидацию и расследование аварии У ПОУ%ла, эколо%
гического ущерба У (n)
ПОУ%экол) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.59) при
подстановке в нее вместо У (m)
a значений соответствующих составляющих ущерба У
У (m)
им.др.л, У
(m),
ла
(m) , У (m) ,
с%э
пр
У (m)
экол, рассчитанных для каждой m%й точки n%го ПОУ.
5.11.14 Среднее значение ущерба для выделенных ПОУ в пределах рассматриваемого
(k%го) МГ рассчитывается по формуле
(k)
=
У МГ
1
N
N
(n)
,
∑ У ПОУ
(5.60)
n =1
где У (n)
ПОУ – среднее по n%му ПОУ значение ущерба;
N – общее количество ПОУ на трассе рассматриваемого k%го МГ.
Средние по рассматриваемому (k%му) МГ значения отдельных составляющих ущерба (т.е.
(k)
(k)
социально%экономического ущерба У МГ%сэ, прямого производственного ущерба У МГ%пр, ущерба
(k)
(k)
имуществу других лиц У МГ%им.др.л, затрат на ликвидацию и расследование аварии У МГ%ла, эколо%
(k)
гического ущерба У МГ%экол) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.60) при
(n)
подстановке в нее вместо У (n)
ПОУ значений соответствующих составляющих ущерба У ПОУ%сэ,
(n)
(n)
(n)
У (n)
ПОУ%пр, У ПОУ%им.др.л, У ПОУ%ла, У ПОУ%экол, рассчитанных для каждого n%го ПОУ k%го МГ.
5.11.15 Средние значения ущерба и его составляющих по s%му ЛПУМГ, в котором
эксплуатируются K газопроводов, и средние значение ущерба и его составляющих по рассма%
триваемому ГТО, состоящему из S ЛПУМГ, рассчитываются (при необходимости) в порядке,
аналогичном порядку, изложенному в 5.11.14, с подстановкой в аналогичные расчетные фор%
мулы средних значений ущерба по каждому МГ и каждому ЛПУМГ соответственно.
5.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на магистральных газопроводах
5.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 в блок%схеме на рисунке 5.1) выполняется рас%
чет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характеризую%
щих меру опасности от возможных аварий на МГ для людей, проживающих или работающих
на территориях, прилегающих к ПОУ рассматриваемых МГ. Расчет ведется на основании рас%
считанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 5.4), условных вероятностей реали%
зации расчетных сценариев аварии (см. 5.6), зон потенциального поражения (см. 5.9) для всей
совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицированных ПОУ линейной части
рассматриваемых МГ.
5.12.2 Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков должны проводиться с помощью специально разработанных компьютерных программ
по алгоритмам, изложенным ниже.
88
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.12.3 Расчет потенциального риска Rpot(x,y) в точках территории, прилегающей
к n%му ПОУ рассматриваемого МГ (коридора МГ).
5.12.3.1 На территории, прилегающей к рассматриваемому ПОУ, определяется расчет%
ная область (сетка), в узлах которой требуется определить значения потенциального риска
(рисунок 5.12). Характерные поперечный Hр.о. и продольный Lр.о. размеры расчетной области
рассчитываются по формулам
Hp.o = 2 · Hкр + Нкор,
(5.61)
Lр.о. = Ln,
(5.62)
где Hкр – расстояние от крайней нитки технического коридора МГ до внешней границы рас%
четной области, км;
Нкор – максимальная ширина (разница между максимальным и минимальным значе%
ниями ординаты ниток МГ) технического коридора МГ в пределах ПОУ с учетом криволи%
нейности трассы;
Ln – длина рассматриваемого n%го ПОУ, км.
Параметр Hкр, км, отражает дальность распространения от места аварии превалирую%
щего поражающего фактора аварии и, как правило, представляет собой расстояние от точки
Рисунок 5.12 – План территории рассматриваемого ПОУ
89
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
разрыва МГ (условно имеющего место на крайней нитке коридора) до внешней границы зоны
потенциального теплового поражения (от пожара на МГ), соответствующей 1% поражению
незащищенного человека, т.е. определяется по результатам соответствующих расчетов ЗПП,
описанных в 5.9. Альтернативно (в упрощенном варианте) указанный параметр Hкр может
быть рассчитан по формуле
Po Д у
⋅
,
10 1400
H кр = 0,5 ⋅
(5.63)
где Ро – фактическое давление газа на рассматриваемом ПОУ до аварии, МПа;
Ду – условный диаметр МГ в пределах рассматриваемого ПОУ, мм.
5.12.3.2. Определяется характерный размер квадратных вычислительных ячеек (т.е.
сторона квадрата ΔL, км), на которые разбивается расчетная область, по формуле
ΔL =
H р.о.
Ny
,
(5.64)
где Ny – количество ячеек в поперечном к оси МГ направлении. Рекомендуемые значения Ny,
обеспечивающие достаточную точность вычислений, выбираются из диапазона 100÷150.
5.12.3.3 Поскольку на значения потенциального риска в пределах определенной выше
расчетной области влияют не только потенциальные аварии, моделируемые в пределах n%го
ПОУ рассматриваемой нитки МГ, но и аварии на смежных участках ПОУ той же нитки МГ,
непосредственно примыкающих к этому ПОУ с обеих сторон (так называемых «боковых участ%
ках влияния»), то при задании точек разрыва МГ (точек возникновения аварий) при расчете
Rpot(x,y) следует эти точки задавать не только в пределах рассматриваемого ПОУ, но и на указан%
ных боковых участках влияния, длина каждого из которых принимается равной характерному
поперечному размеру расчетной области Нкр (рисунок 5.12). Принимается, что удельные часто%
ты аварий на боковых участках влияния равны удельной частоте аварий λn на n%м ПОУ (см.5.4).
5.12.3.4 Производится разбиение n%го ПОУ и боковых участков влияния на М элемен%
тарных отрезков с длинами ΔL, равными характерному размеру ячейки расчетной области
каждый. При этом М вычисляется по формуле
M = ( Ln + 2 ⋅ H кр )/ Δ L.
(5.65)
5.12.3.5 Для элементарных отрезков (c длинами ) в пределах n%го ПОУ и боковых участ%
ков влияния (далее по тексту «n%й ПОУ с боковыми участками влияния» будет упоминаться
как «n%й ПОУ») определяется ожидаемая частота аварий (аварий/год) по формуле
fΔL = 0.001 ⋅λn ⋅ ΔL,
где λn – удельная частота аварий на n%ом ПОУ,
90
аварий
(см. 5.4).
тыс. км ⋅ год
(5.66)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.12.3.6. Принимается, что на каждом элементарном отрезке (условно в середине
отрезка с линейной координатой x(m)n (m = 1,2,..M) – см. 5.7, 5.8) возможно возникновение
аварии (событие А) с определенными выше (см. 5.5) расчетными сценариями {Cij}, образую%
щими полную группу событий в каждой точке x(m)n , с условными вероятностями реализации
каждого расчетного сценария P(Cij|A) (см. 5.6). При этом наборы сценариев с соответствую%
щими условными вероятностями их реализации на каждом элементарном отрезке (в каждой
точке x(m)n ) отождествляются с набором сценариев и условными вероятностями, определен%
ными в 5.6, для точки разрыва МГ на середине рассматриваемого n%го ПОУ, (т.е. принимают%
ся одинаковыми для всех элементарных отрезков ΔL).
5.12.3.7 Определяются места размещения населения и персонала ЛПУМГ (в частно%
сти, персонала ЛЭС) на трассе МГ и территории вблизи МГ в расчетной области исходя из
картографических и статистических данных о распределении населения вблизи МГ, дан%
ных о кадровом составе и функциональных обязанностях персонала. Рекомендуется места
размещения персонала ЛЭС выбирать либо на осях ниток МГ, либо на вдольтрассовом про%
езде. Места размещения населения (населенные пункты, обрабатываемые сельхозугодья,
места массового скопления людей) в пределах расчетной области обозначаются в виде пло%
щадок простых геометрических форм. Отдельно обозначаются переходы через автомо%
бильные и железные дороги, судоходные реки и водоемы. Для обозначенных площадок
размещения персонала и населения указывается количество людей на них (или плотность,
чел./км2), доля времени в году нахождения людей на данных площадках, коэффициент уяз%
вимости vуяз, отражающий защитные свойства зданий и сооружений, в которых могут нахо%
диться люди (см. 5.9).
5.12.3.8. Определяются территориальные распределения условных вероятностей пора%
жения (ЗПП – см. 5.9) в расчетной области, т.е. в каждом узле E(x,y) расчетной сетки в соот%
ветствии с алгоритмами, изложенными в 5.9, рассчитываются условные вероятности P (ijm)
гиб
(i – номер группы сценариев, j – номер сценария в группе, m – номер элементарного отрезка
в пределах n%го ПОУ) гибели людей без учета защитного действия каких%либо укрытий при
каждом сценарии аварии путем последовательного моделирования единичных аварий на каж%
дом элементарном отрезке ΔL(в каждой точке x(m)n ) с одинаковым набором расчетных сцена%
риев {Cij}. В итоге для каждой точки E(x,y) расчетной области должно получиться M · Nсц (где
Nсц – число расчетных сценариев) значений P (ijm)
гиб (x,y), соответствующих авариям в М точках
x(m)n на рассматриваемой нитке МГ.
5.12.3.9. В каждом узле расчетной области определяются значения потенциального
риска от аварий на рассматриваемой k%й нитке МГ по формуле
91
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
M
I J(i)
(k)
(ijm)
Rpot
(x, y ) = f ΔL ⋅ ∑ ∑∑ Pгиб
⋅ P (Cij A ),
m =1 i =1 j=1
(5.67)
где fΔL – ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке ΔL n%го ПОУ;
P (ijm)
гиб (x,y) – условная вероятность гибели человека в точке E(x,y) расчетной сетки в результа%
те реализации сценария Сij аварии в точке x(m)n – середине m%го элементарного отрезка n%го ПОУ;
P(Cij|A) – условная вероятность реализации сценария Сij аварии на n%ом ПОУ.
5.12.3.10 При наличии нескольких (K) ниток в техническом коридоре МГ значения
потенциального риска в каждом узле E(x,y) расчетной области от возможных аварий на любой
из ниток этого технического коридора рассчитываются по формуле
K
(k)
Rpot ( x, y ) = ∑ Rpot
( x, y ),
k =1
(5.68)
гдеR(k)
pot – значение потенциального риска в точке E(x,y) расчетной области от возможных ава%
рий на k%й нитке коридора МГ.
5.12.3.11 На основе полученного территориального распределения потенциального
риска строятся изолинии потенциального риска в пределах расчетной области с интервалом в
значениях риска, соответствующих смежным изолиниям, равным порядку или половине
порядка величины, вплоть до значения 10%8 в год.
5.12.4 Расчет индивидуального риска Rind(x,y) для различных индивидуумов в точках
территории, прилегающей к n%му ПОУ рассматриваемого МГ (коридора МГ).
5.12.4.1 Расчет индивидуального риска выполняется как для персонала ЛПУМГ, обслу%
живающего линейную часть МГ (в первую очередь, для работников ЛЭС) – см. 5.12.5.5, так и
для представителей различных групп населения, находящихся в определенной выше расчет%
ной области вдоль трассы МГ: жителей населенных пунктов, садовых товариществ и отдель%
но стоящих зданий; посетителей мест массового скопления людей (рынков, спортивно%зре%
лищных сооружений, пляжей и т.п.), водителей и пассажиров транспортных средств на пере%
ходах МГ через автомобильные и железные дороги.
5.12.4.2 Расчет индивидуального риска осуществляется на основе рассчитанного тер%
риториального распределения потенциального риска с учетом пространственно%временных
распределений выделенных категорий персонала 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) определяет%
ся по формуле
Rind ( x, y ) = Rpot ( x, y ) ⋅ν уяз ( x, y ) ⋅ τ преб ( x, y ),
92
(5.69)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
где vуяз(x,y) – коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помеще%
ния (укрытия) или СИЗ в точке E(x,y) (см. 5.9);
τпреб ( x, y ) – доля времени пребывания человека в точке E(x,y), рассчитываемая как
τпреб ( x, y ) =
τпреб ( x, y )
8760
,
(5.70)
где τпреб(x,y) – среднее время пребывания человека в течение года в точке E(x,y), ч. Значение
τпреб(x,y) рекомендуется определять не для каждого конкретного индивидуума, а как среднее
значение по рассматриваемой группе (категории) персонала или населения.
5.12.4.3 Для территорий (объектов) компактного размещения групп людей (промпло%
щадок, цехов, участков, кварталов населенных пунктов, больших зданий и т.п.), характери%
зующихся четко очерченными границами, рекомендуется рассчитывать средний индивиду%
альный риск по объекту по формуле
N
(ср)
Rind
=
∑ Rind ( xn , yn )
n =1
N
,
(5.71)
где Rind(xn,yn) – индивидуальный риск в n%той точке в пределах границ рассматриваемого
объекта (территории);
N – суммарное число расчетных точек в пределах объекта, в которых рассчитывался
«точечный» индивидуальный риск.
5.12.4.4 При расчете индивидуального риска для водителей и пассажиров транспорт%
ных средств на переходах МГ через автомобильные и железные дороги рекомендуется выде%
лять три группы рискующих:
% группу редкого (условно однократного в год) пересечения МГ, к которой относятся
водители и пассажиры транзитных транспортных средств;
% «непрофессиональную» группу регулярного пересечения МГ, к которой относится
местное население, пересекающее МГ в местах переходов в среднем два раза в сутки при пере%
мещениях «дом%работа%дом» в среднем 220 суток в году;
% «профессиональную» группу частого регулярного пересечения МГ, к которой отно%
сятся местные профессиональные водители и сопровождающие их работники (кондукторы,
экспедиторы и т.п.), пересекающие МГ более чем 10 раз в сутки в среднем 220 суток в году.
При необходимости более дифференцированного анализа в части определения индиви%
дуальных рисков вторая и третья группы могут быть подразделены на подгруппы с более высо%
кой «степенью индивидуализации» (например, подгруппа местного населения, пользующаяся
только электропоездами, подгруппа водителей и пассажиров частных автомобилей и т.д.).
93
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Для представителей первой группы индивидуальный риск принимается пренебрежимо
малым (10%8 в год и ниже).
Для представителей второй и третьей групп рекомендуется рассчитывать средний
индивидуальный риск исходя из указанных выше для этих групп средних параметров частоты
пересечения МГ по формуле
(ср%пер)
Rind
=
(кр1)
(МГ)
(кр2)
Rpot
+ 2 ⋅ Rpot
+ Rpot
4
⋅
H р.о.
8760 ⋅ vтр
⋅ nпер ⋅ nсут ⋅ν уяз ,
(5.72)
(кp2)
где R(кp1)
pot, R pot – значения потенциального риска в точках пересечения оси дороги с внешней
границей расчетной области по одну и другую сторону от коридора МГ соответственно, 1/год;
R(МГ)
pot – значение потенциального риска в точке пересечения оси дороги и продольной оси
симметрии коридора МГ, 1/год;
Нр.о. – поперечный размер расчетной области (см. 5.12.3.1), км;
vтр – средняя скорость транспортного средства, км/ч, согласно 5.9.9.5, 5.9.9.6 для автодо%
рог соответствующих категорий и железнодорожных составов соответствующих типов;
nпер – среднее количество пересечений коридора МГ в сутки транспортным средством из
рассматриваемой группы;
nсут – среднее количество суток регулярного пересечения МГ в год для представителя рас%
сматриваемой группы (допускается в качестве nсут брать среднее количество рабочих суток в
год для представителя рассматриваемой группы).
vуяз – коэффициент уязвимости реципиентов, обусловленный защитными свойствами
транспортного средства; для автотранспортных средств принимается vуяз = 1, для железнодо%
рожных вагонов принимается vуяз =0,5.
5.12.4.5 Индивидуальный риск для персонала, обслуживающего линейную часть МГ,
определяется в соответствии с процедурами, приведенными в п. 5.12.5.5.
5.12.5 Расчет коллективного риска Rcol для группы людей.
5.12.5.1 Коллективный риск рекомендуется рассчитывать отдельно для каждой из
выделенных групп (категорий) персонала и населения, перечисленных в 15.12.4.1, внутри
каждой из которых индивидуумы характеризуются примерно одинаковыми «реципиенталь%
ными» параметрами, такими как: доля времени τпреб пребывания на определенной террито%
рии и характеристики средств защиты (укрытий), отображаемые коэффициентом vуяз.
5.12.5.2 Коллективный риск допускается рассчитывать либо путем суммирования сред%
них индивидуальных рисков отдельных индивидуумов из определенной группы, либо на
основе территориального распределения потенциального риска в пределах территории разме%
щения группы с учетом «дневной» μд ( x, y) или «ночной» μн(x,y) плотности размещения
94
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
людей (см. 5.9.8.6) при усредненных по данной группе параметрах τпреб и vуяз.В последнем
случае формулы для расчета коллективного риска для той или иной группы, размещенной на
ограниченной территории площадью S (км2), в дневное и ночное время соответственно имеют
вид:
(д)
(д)
Rcol
= τпреб
⋅ν уяз ⋅ ∫ Rpot ( x, y )⋅μ д ( x, y )ds,
(5.73)
S
(н)
(н)
Rcol
= τпреб
⋅ν уяз ⋅ ∫ Rpot ( x, y )⋅μ н ( x, y )ds,
(5.74)
S
(н)
где R(д)
col, R col – коллективный риск на территории S в дневное и ночное время соответствен%
но, чел./год;
(д)
(н) – доля времени ( в году) пребывания группы людей на территории S в днев%
τпреб
, τпреб
ное и ночное время соответственно.
μд(x,y), μн(x,y) – плотность размещения людей в точках с координатами (x, y) на террито%
рии S в дневное и ночное время соответственно, чел./км2.
5.12.5.3 Коллективный риск в месте перехода МГ через автодорогу рекомендуется рас%
считывать по следующей формуле, выведенной при допущении, что в среднем в каждом
транспортном средстве, пересекающем МГ, находится 3 человека, а vуяз =1
(пер%ад)
(кр1)
(МГ)
= 0,75 ⋅ ( Rpot
+ 2 ⋅ Rpot
+ R(кр2)
Rcol
pot ) ⋅
ωтр ⋅ H р.о.
vтр
,
(5.75)
(кp2)
(МГ)
где R(кp1)
pot , R pot , R pot – определены выше в 5.12.4.4, 1/год;
ωтр – средняя интенсивность движения автотранспортных средств по автодороге данной
категории, шт./ч;
νтр – средняя скорость транспортных средств (выбирается в соответствии с категорией
автодороги согласно 5.9.9.5, км/ч;
Нр.о. – поперечный размер расчетной области (cм. 5.12.3.1), км.
5.12.5.4 Коллективный риск для пассажиров поездов дальнего следования и пригородных
электропоездов в месте перехода МГ через железную дорогу рекомендуется рассчитывать по формуле
(пер%жд)
Rcol
=
(кр1)
(МГ)
(кр2)
(Rpot
+ 2 ⋅ Rpot
+ Rpot
) ω тр ⋅ N1ваг ⋅ nваг ⋅ H р.о.
⋅
⋅ν уяз ,
4
vтр
(5.76)
(кp2)
(МГ)
где R(кp1)
pot , R pot , R pot – определены выше в 5.12.4.4, 1/год;
ωтр – средняя интенсивность движения поездов по рассматриваемому участку железной
дороги, шт./ч;
95
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
νтр – средняя скорость среднестатистического поезда, принимается равной 80 км/ч;
nв – среднее количество вагонов одного среднестатистического поезда, принимаетcя рав%
ным 15 шт.;
νуяз = 0,5 – коэффициент уязвимости реципиентов, обусловленный защитными свойства%
ми вагона поезда.
Нр.о. – поперечный размер расчетной области (cм. 5.12.3.1), км.
5.12.5.5 Коллективный и индивидуальный риски для работников ЛПУМГ, обслужи%
вающих линейную часть МГ, рекомендуется определять исходя из следующих предпосылок:
% при осмотре и ремонтах МГ персонал находится рядом с (над) осью МГ или в случае
многониточного коридора МГ – на продольной оси симметрии коридора;
% коэффициент уязвимости работника принимается равным 1;
% территориальное распределение работников по рассматриваемому участку МГ счита%
ется равномерным и характеризуется средней плотностью μ(x) , чел./км, распределения пер%
сонала вдоль трассы МГ с учетом доли времени в году τпреб пребывания персонала на трас%
се. Указанные характеристики определяются исходя из средней численности бригад и режима
выхода бригад на трассу МГ в течение года, при этом для их расчета допускается использовать
следующие ориентировочные данные: в продолжение года от 140 до 180 дней в течение 8 ч.
каждые сутки на перегоне между двумя линейными КС многониточного коридора МГ длиной
110 км перемещается бригада численностью от 4 до 10 чел.
С учетом этого коллективный риск для персонала, находящегося на трассе МГ для его
обслуживания или ремонта, на участке протяженностью Ln при νуяз =1, рассчитывается по
формуле:
(персон)
(МГ)
Rcol
= Rpot
⋅μ( x ) ⋅ Ln ⋅ τ преб ,
(5.77)
где R(МГ)
pot – среднее значение потенциального риска на оси МГ (или в случае многониточного
коридора МГ – на продольной оси симметрии коридора) в пределах рассматриваемого участ%
ка МГ, 1/год;
μ(x) – средняя линейная плотность распределения работников по оси трассы МГ (линей%
ной координате x), чел./км;
Ln – протяженность рассматриваемого участка МГ (например, n%го ПОУ или перегона
между КС), км;
τпреб – доля времени в году пребывания работников ЛПУМГ на рассматриваемом участке МГ.
Индивидуальный риск для работника из числа персонала, обслуживающего линей%
ную часть МГ на участке протяженностью Ln, рассчитывается через коллективный риск по
формуле:
96
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(персон)
Rind
=
(персон)
Rcol
(персон)
N ЛПУ
,
(5.78)
(персон) – коллективный риск для персонала, обслуживающего рассматриваемый уча%
где Rcol
сток МГ, рассчитанный по формуле (5.77), чел./год;
(персон)
N ЛПУ
– общая численность персонала в составе ЛПУМГ, в должностные обязанности
которого входит выход на трассу МГ для технического обслуживания и ремонтов линейной
части МГ, чел.
5.12.5.6 Общий коллективный риск от аварий на n%ом ПОУ R(ПОУ)
col%n определяется как
сумма значений коллективного риска по всем рассмотренным местам размещения и регуляр%
ного передвижения людей в пределах расчетной области для данного ПОУ по формуле
H
Z
Q
h =1
z=1
q= 1
(ПОУ)
(д)
(н)
(пер%ад)
(пер%жд)
(персон)
Rcol%n
= ∑ (Rcol%h
+Rcol%h
) + ∑ Rcol%z
+ ∑ Rcol%q
+ Rcol%n
,
(5.79)
(д) , R(н) – коллективные риски для дневного и ночного времени на h%й (h = 1,2…H)
где Rcol%h
col%h
территории (площадке) проживания или работы людей (населенном пункте, заводе, цехе,
ферме, сельхозучастке и т. ), чел./год; H – общее количество таких площадок в расчетной
области n%го ПОУ;
R(пер%ад)
col%z – коллективный риск на z%ом (z = 1,2,…,Z) переходе МГ через автодорогу, чел./год;
Z – общее количество переходов через автодороги в расчетной области n%го ПОУ;
R(пер%жд)
col%q – коллективный риск на q%ом (q = 1,2,…,Q) переходе МГ через железную дорогу,
чел./год; Q – общее количество переходов через железные дороги в расчетной области n%го ПОУ.
R(персон)
col%n – коллективный риск для персонала ЛПУМГ, обслуживающего рассматриваемый
n%ый ПОУ, чел./год (см. формулу (5.77)).
Общий коллективный риск по МГ (коридору МГ) в целом рассчитывается по формуле
N
(МГ)
(ПОУ)
Rcol%k
= ∑ Rcol%n
,
n =1
(5.80)
(ПОУ)
где Rcol%n
– общий коллективный риск по n%му ПОУ;
N – общее количество ПОУ, выделенных в составе МГ (коридора МГ).
Общий коллективный риск для всех анализируемых МГ в составе рассматриваемого
s%го ЛПУМГ рассчитывается как
K
(ЛПУ)
(МГ)
Rcol%s
= ∑ Rcol%k
,
k =1
(5.81)
(МГ)
где Rcol%k – общий коллективный риск по k%му МГ;
K– общее количество анализируемых МГ в составе рассматриваемого ЛПУМГ.
97
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(ГТО)
Общий коллективный риск Rcol
для всех ЛПУМГ в составе рассматриваемого ГТО
S
(ГТО)
(ЛПУ)
Rcol
= ∑ Rcol%s
,
s =1
(5.82)
(ЛПУ)
где Rcol%s – общий коллективный риск по s%му ЛПУМГ;
S – общее количество ЛПУМГ в составе рассматриваемого ГТО.
5.12.6 Расчет социального риска (F/N – кривых) от аварий на n%ом ПОУ.
5.12.6.1 Социальный риск рассчитывается для каждого выделенного ПОУ в виде зави%
симости частоты F событий (обусловленных возможными авариями в пределах ПОУ при
наличии людей в опасной зоне), при которых погибает не менее N человек, от этого числа N.
5.12.6.2. Расчет частоты F для каждого заданного значения количества погибших N
(N
)
ijm
выполняется путем суммирования частот fijm
возникновения событий С (Nijm), при кото%
рых могут погибнуть Nijm человек и каждое из которых есть конъюнкция 2%х событий: реали%
зации сценария Cij аварии в одной из точек x(m)
n n%го ПОУ и пребывания людей в ЗПП от пре%
валирующего поражающего фактора соответствующего сценария, по следующей формуле:
F (N ) =
M
I J(i)
∑ ∑∑ ⎡⎣⎢ f(д)ijm
(N ijm )
m =1 i =1 j=1
(N ijm )
⋅ z( N ijm ≥ N ) + f(н)ijm
⋅ z( N ijm ≥ N )⎤ ,
⎦⎥
(5.83)
где Nijm – ожидаемое количество погибших при реализации события С(Nijm) , вычисляемое
для каждого сценария аварии в соответствии с алгоритмами, приведенными в 5.9. (получен%
ные при расчетах нецелочисленные значения Nijm округляют по стандартным математиче%
ским правилам);
z – функция «единица%ноль», принимающая значение 1 при Nijm ≥ N и 0 при Nijm < N;
(N
)
(N
)
ijm
ijm
f(д)%ijm
, f(н)%ijm – частоты реализации событий С (Nijm) в дневное и ночное время, 1/год,
вычисляемые по формулам
(N
)
(д)
ijm
f(д)%ijm
= fΔL ⋅ P (Cij A )⋅ τпреб
,
(N
)
(н)
ijm
f(н)%ijm
= fΔL ⋅ P (Cij A )⋅ τпреб
,
(5.84)
(5.85)
(д)
(н)
где fΔL , P (Cij A ), τпреб , τпреб – параметры, определенные выше в данном подразделе 5.12.
Последовательно задавая с определенным интервалом целочисленные значения N, рас%
считывают 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.
5.12.7 Социальный риск от возможных аварий на всем анализируемом МГ получают
как сумму F/N%кривых, рассчитанных для каждого ПОУ в пределах МГ.
98
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Социальный риск по всем МГ в пределах рассматриваемого ЛПУМГ рассчитывается
как сумма F/N%кривых, полученных для каждого МГ в составе данного ЛПУМГ.
Социальный риск по ГТО в целом рассчитывается как сумма F/N%кривых, полученных
для каждого ЛПУМГ в составе данного ГТО.
5.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на магистральных газопроводах
5.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 в блок%схеме на рисунке 5.1) выполняется оценка в
денежном выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с
учетом рассчитанных ранее удельных частот (λn) возникновения аварий на каждом ПОУ анализиру%
емых МГ (см. 5.4) для каждого уровня производственно%технологической иерархии ГТО (если КолАР
проводится для всех МГ в составе ГТО), т.е. для каждого МГ, каждого ЛПУМГ и для ГТО в целом.
5.13.2 Ожидаемый от возможных аварий на n%ом ПОУ k%го МГ полный годовой ущерб
(руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ
= 0,001 ⋅ У ПОУ
⋅λ n ⋅ Ln ;
(5.86)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ%cэ
= 0,001 ⋅ У ПОУ%сэ
⋅λ n ⋅ Ln ;
(5.87)
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ%пр
= 0,001 ⋅ У ПОУ%пр
⋅λ n ⋅ Ln ;
(5.88)
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ%им.др.л
= 0,001 ⋅ У ПОУ%им.др.л.
⋅λ n ⋅ Ln ;
(5.89)
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ%ла
= 0,001 ⋅ У ПОУ%ла
⋅λ n ⋅ Ln ;
(5.90)
(n)
У ПОУ%cэ
– экологический годовой ущерб от возможных аварий на n%ом ПОУ
(n)
(n)
уПОУ%экол
= 0,001 ⋅ У ПОУ%экол
⋅λ n ⋅ Ln ,
(5.91)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
где У ПОУ , У ПОУ%пр , У ПОУ%им.др.л.
, У ПОУ%ла
, У ПОУ%экол – средние значения полного ущер%
ба и его составляющих от одной аварии на n%ом ПОУ k%го МГ, руб. (см. 5.11.13);
λn – ожидаемая удельная частота аварий на n%ом ПОУ k%го МГ, аварий/(1000 км в год) –
(см. 5.4.);
Ln – длина n%го ПОУ k%го МГ, км.
99
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
5.13.3 Ожидаемый от возможных аварий на k%ом МГ s%го ЛПУМГ полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ
= ∑ уПОУ
;
n =1
(5.92)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ%сэ
= ∑ уПОУ%сэ
;
(5.93)
n =1
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ%пр
= ∑ уПОУ%пр
;
n =1
(5.94)
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ%им.др.л.
= ∑ уПОУ%им.др.л.
;
n =1
(5.95)
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ%ла
= ∑ уПОУ%ла
;
n =1
(5.96)
% экологический годовой ущерб от возможных аварий на k%ом МГ
N
(k)
(n)
уМГ%экол
= ∑ уПОУ%экол
,
n =1
(5.97)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
где уПОУ , уПОУ%cэ , уПОУ%пр , уПОУ%им.др.л. , уПОУ%ла , уПОУ%экол – ожидаемый полный годо%
вой ущерб и его составляющие от возможных аварий на n%ом ПОУ k%го МГ, руб./год (см. 5.13.2);
N – общее количество ПОУ в пределах k%го МГ, шт.
5.13.4 Ожидаемый от возможных аварий на газопроводах s%го ЛПУМГ полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ = ∑ уМГ ;
к =1
(5.98)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ%cэ = ∑ уМГ%сэ ;
к =1
100
(5.99)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ%пр = ∑ уМГ%пр ;
(5.100)
к =1
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ%им.др.л. = ∑ уМГ%им.др.л. ;
(5.101)
к =1
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ%ла = ∑ уМГ%ла ;
(5.102)
к =1
% экологический годовой ущерб от возможных аварий на МГ s%го ЛПУМГ
K
(k)
у(s)
ЛПУ%экол = ∑ уМГ%экол ,
(5.103)
к =1
где
(k)
(k)
(k)
(k)
(k)
(k)
уМГ
, уМГ%cэ , уМГ%пр , уМГ%им.др.л. , уМГ%ла , уМГ%экол
– ожидаемый полный годовой
ущерб и его составляющие от возможных аварий на k%ом МГ, руб./год (см. 5.13.3);
K – общее количество МГ в пределах s%го ЛПУМГ, шт.
5.13.5 Ожидаемый от возможных аварий на всех газопроводах ГТО полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
уГТО = ∑ у (s)
ЛПУ ;
s =1
(5.104)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
уГТО%cэ = ∑ у (s)
ЛПУ%сэ ;
s =1
(5.105)
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
уГТО%пр = ∑ у(s)
ЛПУ%пр ;
s =1
(5.106)
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
уГТО%им.др.л = ∑ у (s)
ЛПУ%им.др.л ;
s =1
(5.107)
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
всех МГ ГТО
101
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
S
уГТО%ла = ∑ у (s)
ЛПУ%ла ;
s =1
(5.108)
% экологический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
уГТО%экол = ∑ у (s)
ЛПУ%экол ,
(5.109)
s =1
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
(s)
где уЛПУ , уЛПУ%сэ , уЛПУ%пр , уЛПУ%им.др.л. , уЛПУ%ла , уЛПУ%экол – ожидаемый полный годо%
вой ущерб и его составляющие от возможных аварий на газопроводах s%го ЛПУМГ, руб./год
(см. 5.13.4);
S – общее количество ЛПУМГ в пределах ГТО, шт.
5.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска
5.14.1 На данном этапе КолАР (этап 3.11 в блок%схеме на рисунке 5.1) с целью выпол%
нения требований п. 22, 24, 31 Порядка [2] и п. 34 раздела IV Методических рекомендаций [22]
(в части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:
% выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев ава%
рий на анализируемом МГ (или совокупности МГ в составе ЛПУМГ или ГТО);
% выделение наиболее опасных участков анализируемого МГ (или среди всех МГ в
составе ЛПУМГ или ГТО) по показателям риска;
% сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими
показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого
риска.
(вер%макс)
5.14.2 Выявление сценария Сijn
аварии с наибольшей вероятностью (частотой)
реализации для анализируемого(ых) МГ выполняется по результатам расчета удельных частот
возникновения аварий на различных ПОУ этих МГ и условных вероятностей реализации раз%
личных сценариев на проанализированных ПОУ. Наиболее вероятным признается сценарий
(вер%макс)
Сijn
аварии на n%ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию:
(вер%макс)
P (Сijn
) = max{λ n ⋅ Ln ⋅ Pn (Cij A),...n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.110)
где λn – удельная частота возникновения аварий на n%ом ПОУ, авар./(км год);
Ln – длина n%го ПОУ, км;
Pn(Cij|A) – условная вероятность реализации сценария Сij при условии, что произошла ава%
рия А в пределах n%го ПОУ.
NПОУ – общее количество анализируемых ПОУ.
102
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Выявленный таким образом наиболее вероятный сценарий следует кратко описать с
указанием километража (пикетажа) конкретного ПОУ, на котором он реализуется, размера
ЗПП от превалирующего поражающего фактора, ожидаемого количества пострадавших и
объемов возможного ущерба.
5.14.3 Задачу выявления наиболее опасного по последствиям сценария аварии на ана%
лизируемом(ых) МГ рекомендуется разделить на 3 подзадачи:
(ЗПП%макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальной по размерам ЗПП;
(N%макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальным количеством пострадавших;
(У −макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальным полным ущербом.
5.14.3.1 Сценарием с максимальной по размерам ЗПП признается сценарий аварии на
n%ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
(ЗПП%макс)
(n)
R1 (Сijn
) = max{R1%ij
,...n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.111)
где R1 – определяющий размер ЗПП (по границе 1%%го поражения);
R1(n)
−ij – определяющий размер ЗПП (по границе 1%%го поражения) от превалирующего
поражающего фактора для сценария Сij аварии на n%ом ПОУ, км;
NПОУ – общее количество анализируемых ПОУ.
5.14.3.2 Сценарием с максимальным количеством N пострадавших признается сцена%
рий
(N − макс)
Сijn
аварии на n%ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
(N%макс)
N (Сijn
) = max{ N ij(n) ,... n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.112)
(n)
где N ij – ожидаемое количество пострадавших при реализации сценария Сij аварии на n%ом
ПОУ, чел.
5.14.3.3 Сценарием с максимальным полным ущербом У признается сценарий
(У%макс)
Сijn
аварии на n%ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
(У − макс)
У (Сijn
) = max{У ij(n) ,... n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.113)
(n)
где У ij – прогнозируемый полный ущерб при реализации сценария Сij аварии на n%ом ПОУ, руб.
Выявленные таким образом наиболее опасные сценарии аварий следует кратко опи%
сать с указанием километража (пикетажа) конкретных ПОУ, на которых они реализуются,
размеров ЗПП от превалирующего поражающего фактора, ожидаемых количеств пострадав%
ших и объемов возможного ущерба.
5.14.4 Выделение наиболее опасных участков анализируемого(ых) МГ по показателям
риска рекомендуется выполнять путем сравнительного анализа всех проанализированных
ПОУ отдельно по уровням индивидуального и коллективного рисков.
103
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Наиболее опасным ПОУ среди всех выделенных на данном МГ участков по показате%
лю индивидуального риска признается n%й участок, обозначаемый как ПОУ n(Rind −макс) , удо%
влетворяющий условию
(n)
Rind ( ПОУ n(Rind%макс) ) = max{Rind
,... n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.114)
Rind – индивидуальный риск, изменяющийся по трассе МГ (функция номера ПОУ);
(n)
Rind
– наибольший расчетный индивидуальный риск от аварий на n%ом ПОУ, полу%
ченный для представителей наиболее «рискующей» группы населения или персонала из числа
всех анализируемых групп людей, находящихся вблизи n%го ПОУ.
Наиболее опасным ПОУ по показателю коллективного риска признается n%й участок
ПОУ n(Rcol%макс) , удовлетворяющий условию
(n)
Rcol (ПОУ n(Rcol%макс) ) = max{Rcol
,...n = 1,2,..., N ПОУ },
(5.115)
Rcol – коллективный риск, изменяющийся по трассе МГ (функция номера ПОУ);
(n)
Rcol
– суммарный коллективный риск от аварий на n%ом ПОУ, учитывающий коллек%
тивные риски для всех групп населения и персонала, находящихся вблизи n%го ПОУ.
Для выявленных таким образом наиболее опасных участков анализируемого(ых) МГ
следует указать название(я) МГ, которому(ым) они принадлежат, километраж (пикетаж)
участков, значения коллективного и максимального индивидуального рисков, названия и
расположение относительно оси МГ рискующих групп населения и персонала.
5.14.5 Сравнительный анализ рассчитанных для анализируемого(ых) МГ показателей
риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий или рекомендуе%
мыми критериями приемлемого (предельно допустимого) риска следует выполнять либо для
выделенных ПОУ в составе анализируемого МГ, либо для анализируемого МГ в целом в зави%
симости от целей и задач КолАР, причем отдельно для персонала ЛПУМГ и населения.
Сравнение рекомендуется проводить по показателям индивидуального и социального риска.
5.14.5.1 По показателю индивидуального риска сравнительный анализ в отношении
населения рекомендуется проводить, сравнивая максимальный индивидуальный риск от ава%
(n)
(МГ)
рий на рассматриваемом n%ом ПОУ Rind
или на рассматриваемом МГ в целом – Rind
(в зави%
симости от целей и задач КолАР), полученный для представителей наиболее «рискующей»
группы населения из числа всех анализируемых групп, находящихся вблизи n%го ПОУ (или
рассматриваемого МГ в целом) последовательно с двумя следующими базовыми показателями:
(ср) гибели человека в
% со значением среднестатистического индивидуального риска Rind
техногенных происшествиях (авариях на ОПО и/или при ДТП и/или пожарах в производствен%
ном секторе) на территории того федерального округа Российской Федерации, в котором распо%
104
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ложен анализируемый МГ, полученным по результатам анализа соответствующих статистических
данных за последние 5 лет. При отсутствии таких данных для конкретного федерального округа
допускается использовать среднестатистический показатель по Российской Федерации в целом;
% с одним из рекомендуемых (в зависимости от того, является ли анализируемый МГ
действующим или проектируемым) в Декларации Российского научного общества анализа
риска «О предельно допустимых уровнях риска» [8] для Российской Федерации значений пре%
(доп)
дельно допустимого риска Rind
, которые для населения составляют:
10%4 в год – для действующих ОПО и
10%5 в год – для новых (вновь проектируемых) ОПО.
Для персонала ЛПУМГ рассчитанные значения индивидуального риска рекомендует%
ся сравнивать со среднестатистическим (по соответствующему федеральному округу или Рос%
сийской Федерации в целом) индивидуальным риском гибели персонала от аварий на ОПО,
а также с рекомендуемым предельно допустимым уровнем риска для персонала, принятым
равным 5 · 10%4 в год – для действующих ОПО и 5 · 10%5 в год – для проектируемых ОПО.
При выполнении следующих условий (для населения или персонала)
(n)
(ср)
(МГ)
(ср)
(n)
(доп)
(МГ)
Rind
> Rind
или Rind
> Rind
или Rind
> Rind
или Rind
> R(доп)
ind ,
(5.116)
формулируется вывод о недопустимо высоком уровне опасности на данном ПОУ (или МГ) и
необходимости принятия мер для данного ПОУ (МГ) по снижению риска в отношении насе%
ления или персонала.
5.14.5.2 По показателю социального риска сравнительный анализ в отношении насе%
ления рекомендуется проводить, сравнивая F/N%кривую, полученную для рассматриваемого
n%го ПОУ или рассматриваемого МГ в целом (в зависимости от целей и задач КолАР) с одной
из рекомендуемых (в зависимости от того, является ли анализируемый МГ действующим или
проектируемым) в вышеупомянутой Декларации F/N%кривых, характеризующих предельно
допустимый социальный риск для населения:
F=
F=
10 −2
N2
10 −3
N2
− для действующих ОПО,
(5.117)
− для проектируемых ОПО.
(5.118)
Для персонала ЛПУМГ рассчитанные F/N%кривые рекомендуется сравнивать со сле%
дующими рекомендуемыми здесь функциями
F=
5 ⋅10 −2
N2
− для действующих ОПО,
(5.119)
105
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
F=
5 ⋅10 −3
N2
− для проектируемых ОПО.
(5.120)
Если рассчитанные F/N%кривые при их совместном построении с предельно допусти%
мыми F/N%диаграммами в одной системе координат оказываются выше последних, то форму%
лируется вывод о недопустимо высоком уровне опасности на данном ПОУ (МГ) и необходи%
мости принятия мер по снижению риска в отношении населения или персонала.
6 Анализ риска линейной части магистральных
конденсатопродуктопроводов
6.1 Блок$схема анализа риска линейной части магистральных
конденсатопродуктопроводов
Анализ риска ЛЧ МКП следует проводить (в части общей последовательности этапов)
в соответствии с приведенной в 5.1 блок%схемой (рисунок 5.1). При этом необходимо учиты%
вать особенности понятия «авария на ЛЧ МКП», под которой следует понимать разгермети%
зацию трубопровода с образованием отверстий, трещин (с площадью сечения от 1 см2) и раз%
рывов на полное сечение трубы с истечением транспортируемого продукта с воспламенением
или без воспламенения в окружающую среду.
6.2 Планирование и организация работ
6.2.1 Состав исходных информационных материалов для выполнения этапа планиро%
вания и организации работ по анализу риска МКП аналогичен составу материалов, приведен%
ному в 5.2.1 для МГ.
6.2.2 Анализ технического задания.
Типовые (характерные) работы, указываемые в ТЗ на выполнение анализа риска для
МКП, совпадают с типовыми работами по анализу риска для МГ, перечисленными в 5.2.2.
6.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска.
Полный цикл КолАР для ЛЧ МКП с расчетом всего перечня показателей риска (см.
4.2) с использованием методик и математических моделей, приведенных в настоящем стан%
дарте, проводится в следующих случаях:
% при разработке ДПБ и паспортов безопасности для действующих МКП;
% разработке ДПБ и (или) раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной документации на
строительство, расширение, реконструкцию МКП в целом или отдельного участка МКП.
При анализе риска на ранних стадиях проектирования целью анализа риска является
определение только части составляющих риска, а именно: ожидаемой частоты аварий (на
106
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
основе использования статистических данных по авариям на аналогичных МКП), размеров
зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий, объемов ущерба и ожида%
емого числа пострадавших среди населения на наиболее критичных участках трассы МКП.
Указанные показатели рассчитываются для различных вариантов прокладки трассы и вариан%
тов предварительных технических решений по ЛЧ МКП, на основании сравнения показате%
лей риска разрабатываются рекомендации по размещению трассы и выбору оптимальных тех%
нических решений. Глубину анализа следует ограничить применением инженерных моделей
расчета последствий аварий на МКП, ряд которых представлен в приложениях Д, Е, Ж к
настоящему стандарту.
При разработке ПЛА для ЛЧ МКП целью анализа риска является определение харак%
терных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей разработкой организацион%
но%технических мероприятий и плана действий персонала по локализации и ликвидации ава%
рий. ПЛА следует разрабатывать с использованием готовых результатов анализа риска из
декларации промышленной безопасности МКП в части рассмотренных в ней сценариев ава%
рий и размеров соответствующих зон поражения.
6.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Состав группы специалистов для выполнения КолАР ЛЧ МКП в целом аналогичен
составу группы для анализа риска ЛЧ МГ (см. 5.2.4). Рекомендуется также включить в группу
специалиста по технологии трубопроводного транспорта углеводородных жидкостей.
6.2.5 Описание анализируемого(ых) участка(ов) МКП и его окружения следует выпол%
нять в соответствии с 5.2.5 (заменяя слова «МГ» и «газопровод» на «МКП»). Дополнительно
необходимо получить от заказчика КолАР и систематизировать следующие данные:
% компонентный состав транспортируемой жидкости и ее термодинамические характе%
ристики;
% протяженность участков конденсатопродуктопровода между линейными задвижками
МКП;
% распределение давления в полости трубы между насосными станциями;
% метеоданные (устойчивость атмосферы, температура воздуха, скорость ветра и его
направление);
% данные по температуре грунта на поверхности земли на глубине укладки МКП;
% рельеф, шероховатость поверхности и степень загроможденности местности.
6.2.6 Обоснование уровней приемлемого риска как базы для сравнения с ними расчет%
ных показателей риска после проведения КолАР следует выполнять отдельно для населения и
производственного персонала с учетом фоновых рисков, наблюдающихся на территориях
107
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
прохождения анализируемого МКП, а также с учетом существующих рекомендаций по выбо%
ру уровней приемлемого риска (см. 5.14, 6.14).
6.3 Идентификация опасностей на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.3.1 При анализе риска МКП в качестве источника опасности идентифицируется непо%
средственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество из числа следующих: СУГ,
нестабильный газовый конденсат, ШФЛУ, стабильный газовый конденсат. Процедура иденти%
фикации опасностей на МКП заключается в определении опасных свойств и параметров
состояния транспортируемого продукта, расчете его количества в секциях МКП, определении
возможных причин аварий, видов физических проявлений аварий, а также в предварительном
выделении наиболее опасных (для потенциальных реципиентов) участков трассы МКП.
6.3.2 Исходными информационными материалами для выполнения идентификации
опасностей на МКП являются:
% справочные материалы по характеристикам опасных веществ;
% технологическая схема участка(ов) МКП с трубопроводами%отводами;
% план трасс(ы) участка(ов) МКП с трубопроводами%отводами вместе с участками при%
легающей территории;
% перечень и конструктивно%технологические параметры трубопровода(ов);
% описание природно%климатических условий района расположения трубопровода.
Последовательность выполнения этапа идентификации отражена в 6.3.3–6.3.7.
6.3.3 Определение опасных свойств транспортируемого опасного вещества следует
проводить в порядке, аналогичном изложенному в 5.3.3.
6.3.4 Расчет количества транспортируемого опасного вещества в секциях анализируе%
мого(ых) МКП должен обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости раз%
работки ДПБ для рассматриваемого участка МКП (разработка декларации обязательна, если
фактическое количество транспортируемого опасного вещества на участке при проектном
режиме транспортировки превышает 200 т), а также – при разработке самой декларации
согласно требованиям соответствующего нормативного документа Ростехнадзора [2].
Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции трубопровода
между линейными задвижками) с последующим суммированием полученных значений.
Порядок расчета приведен в приложении Б.2.
6.3.5 Определение возможных физических проявлений аварий на МКП
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварии на МКП, исходя, прежде всего, из термодинамических свойств транспортируемого
продукта и характеристик его взрывопожароопасности.
108
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Наиболее опасными являются аварии на МКП, транспортирующих термодинамически
нестабильные жидкости, такие, например, как нестабильный газовый конденсат, СУГ,
ШФЛУ. Специфика аварийных выбросов нестабильных флюидов в первую очередь предопре%
деляется термодинамическими свойствами продукта, а именно низкой температурой кипения
(как правило, значительно ниже температуры воздуха) и высокой плотностью паров (прибли%
зительно в два раза выше плотности воздуха). При аварии на МКП истекающая под высоким
давлением жидкость из разгерметизированного трубопровода за короткий промежуток време%
ни размывает грунт засыпки в траншее и далее растекается по поверхности земли. Нарушение
термодинамического баланса вызывает интенсивное кипение и испарение истекающего и
распространяющегося по поверхности земли сжиженного газа. Дополнительно пары продук%
та поступают в атмосферу за счет теплообмена жидкости с грунтом и атмосферой. Вследствие
поступления углеводородных паров в атмосферу образуется взрывоопасное облако паровоз%
душной смеси, способное при определенных условиях распространяться в приземном слое
атмосферы на значительное расстояние, воспламеняться от источников зажигания и сгорать,
генерируя воздушную волну сжатия.
Исходя из этого, следует различать следующие возможные физические проявления
аварии на трубопроводах нестабильных жидких углеводородов:
% разлив продукта и его испарение без воспламенения паров;
% воспламенение и горение паров сжиженного газа непосредственно в зоне разлива в
виде пожара «колонного» типа;
% дрейф, воспламенение, диффузионное горение облака паров разлившегося продукта;
% горение облака паров продукта в режиме дефлаграции.
Наиболее опасным, с точки зрения размеров зон воздействия и масштабов ущерба,
является дефлаграционное горение облака топливовоздушной смеси (ТВС). Знание эволю%
ции облака, его параметров позволяет определить зону термической опасности, рассчитывать
характеристики воздушной волны сжатия при сгорании облака, и, таким образом, оценивать
последствия аварий на трубопроводах нестабильных жидких углеводородов.
Указанные физические проявления аварии на МКП могут иметь различные вариации
в зависимости от ряда факторов, таких, например, как характеристики проницаемости и тем%
пература грунта, скорость и направление ветра, класс устойчивости атмосферы, шерохова%
тость поверхности и т.д. (см. 6.5).
Следует отметить, что высокая концентрация испарившегося конденсата в воздухе,
снижающая содержание кислорода до 15–16 об. %, может привести к удушью человека, одна%
ко, на открытом воздухе при разгерметизации МКП вероятность асфиксии мала.
109
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
При разгерметизации МКП, транспортирующго термодинамически стабильный про%
дукт, основными физическими проявлениями аварии являются:
% разлив и испарение продукта без воспламенения с загрязнением окружающей среды;
% пожар разлития «колонного» типа.
6.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
Аварии на МКП происходят, в основном, по тем же причинам (кроме КРН), что и на МГ.
Данный подэтап следует выполнять в соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.3.6.
6.3.7 Предварительная идентификация потенциально опасных участков (ПОУ) на
трассе трубопровода.
При идентификации ПОУ на МКП, транспортирующем нестабильные продукты, сле%
дует учитывать возможность распространения паров вытекшего из аварийного участка МКП
флюида в виде взрывоопасного облака на значительные расстояния, что увеличивает как
вероятность зажигания облака, так и площадь возможного поражения и размеры социально%
экономического ущерба.
Для МКП с нестабильным продуктом в качестве ПОУ в первую очередь необходимо
выделять:
а) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 2 км от оси МКП, располо%
жены населенные пункты, отдельные общественные здания и места массового скопления
людей, комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого такого участка определяются по логике, изложенной
в 5.3.7.При этом в данном случае величина Нкр отражает максимальную дальность распро%
странения парового облака, ограниченного изолинией концентрации паров продукта
Сун = 0,5 · Снкпв, и определяется в соответствии с рекомендациями, изложенными в 6.8.
б) Подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МКП по Lажд = Нкр в обе стороны от переходов, где Нкр – максимальная даль%
ность распространения облака (см. подпункт а).
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МКП, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;
б) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 2 км от оси МКП, располо%
жены лесные угодья;
в) участки МКП, на которых расположены площадки линейных задвижек (кранов),
другое наземное оборудование ЛЧ МКП, включая участки по Нкр в обе стороны по трассе
МКП от мест расположения наземного оборудования;
г) подводные переходы МКП с береговыми размываемыми участками;
110
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
д) участки пересечений МКП с различными трубопроводами;
е) участки МКП, на которых когда%либо имели место разрывы и свищи или по резуль%
татам диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы.
Для МКП, транспортирующего термодинамически стабильную углеводородную жид%
кость, в качестве ПОУ следует выделять:
а) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МКП, распо%
ложены населенные пункты, отдельные общественные здания и места массового скопления
людей, комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого такого участка определяются по логике, описанной в
5.3.7. При этом величина Нкр отражает максимальный размер зоны термического воздействия,
ограниченной изолинией теплового потока облучения 10 кВт/м2, от пожара разлития, опреде%
ляемый в соответствии с 6.8.
б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МКП по Lажд = Нкр в обе стороны от переходов (Нкр определяется аналогично
подпункту а)).
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МКП, проходящие по обрабатываемым сельхозугодьям;
б) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МКП, распо%
ложены лесные угодья;
в) участки МКП, на которых расположены площадки линейных задвижек (кранов),
другое наземное оборудование ЛЧ МКП, включая участки по Нкр в обе стороны по трассе
МКП от мест расположения наземного оборудования;
г) подводные переходы МКП с береговыми участками по 0,5 км;
д) участки пересечений МКП с различными трубопроводами;
е) участки МКП, на которых когда%либо имели место разрывы и свищи или по резуль%
татам диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы.
Следует обозначить на плане трассы МКП границы всех ПОУ для дальнейшего анали%
за, определить километраж границ по трассе МКП и пронумеровать ПОУ порядковыми номе%
рами. Следующие этапы КолАР проводятся для каждого ПОУ на трассе МКП.
6.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот аварий на линейной части МКП
должна проводиться по методикам ОАО «Газпром», утвержденным в установленном порядке,
в том числе по рекомендуемой в настоящем подразделе.
111
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.4.2. При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части
МКП следует учитывать:
% статистические данные ОАО «Газпром», ОАО «Транснефть» по количеству, частоте и
причинам аварий на трубопроводах, транспортирующих жидкие углеводороды, с разными
технико%технологическими параметрами и географическим положением;
% влияние на вероятность нарушения целостности МКП различных внешних и вну%
тренних факторов, как%то: природно%климатических условий, технико%технологических,
эксплутационных и возрастных параметров МКП, антропогенных (связанных с промышлен%
но%хозяйственной деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющих%
ся, как правило, вдоль трассы МКП.
6.4.3. Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот ава%
рий на конкретных участках МКП рекомендуется применять методики, использующие принцип
(МКП)
корректировки среднестатистической удельной частоты аварий λ ср
на российских трубопро%
водах, транспортирующих жидкие углеводороды, с помощью системы коэффициентов и/или бал%
льных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МКП влияние на трубо%
провод упомянутых выше разнородных факторов. Из%за отсутствия специализированных мето%
дик такого типа для конденсатопродуктопроводов рекомендуется использовать методический
подход, изложенный в «Методике экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке газо%
провода (МЭОЧАГаз)», разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в составе Рекомендаций [11].
При этом допускается использовать указанную методику [11] в части ее разделов 4, 5,
6, 8, кроме приведенных в них среднестатистических значений частоты аварий λср = 0,2 (ава%
рий/тыс. км · год) для сухопутных участков трубопроводов и λср = 0,36 (аварий/тыс. км · год)
для подводных переходов МГ. При расчете ожидаемой частоты λn аварий на выделенных на
МКП ПОУ в формулах (2) и (36) указанной методики вместо первых сомножителей 0,2 и 0,36
следует подставлять среднестатистические значения удельных частот аварий соответственно
на сухопутных участках и подводных переходах жидкостных трубопроводов рассматриваемо%
го типа, определенные по результатам анализа соответствующих статистических данных. Если
рассматриваемые в разделах 6, 8 методики [11] факторы влияния не характерны для МКП, то
соответствующие им балльные оценки должны быть приравнены к нулю.
6.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок%схемой на рисунке 5.1)
следует определить типовые расчетные сценарии аварий на линейной части МКП с указани%
ем характерных для них поражающих факторов.
112
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.5.2 В соответствии с возможными типами физических проявлений аварии на линейной
части МКП при анализе риска рекомендуется учитывать 3 группы сценариев (см. таблицу 6.1).
6.5.3 Возможные расчетные сценарии Сij каждой группы сценариев в общем случае
определяются различными комбинациями влияющих факторов, проклассифицированных в
таблице 6.2 в соответствии с их влиянием на характер поступления продукта в атмосферу
(«функцию источника») и – на особенности распространения опасных веществ (паров флю%
ида) или энергии.
Та б л и ц а 6 . 1 – Группы сценариев аварий на линейной части МКП
Обозначение
и название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие
факторы
С1
«Пожар
разлития»
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП → истечение
продукта из МКП в виде парожидкостной смеси → формирование
лужи разлития → интенсивное испарение (кипение) продукта →
воспламенение паров продукта от источника зажигания до начала
масштабного переноса взрывопожароопасного облака по территории
→ развитие пожара пролива → получение людьми травм и ожогов
различной степени тяжести → попадание людей, зданий, сооружений,
оборудования ЛЧ МКП, транспорта, растительности в зону
радиационного термического воздействия от пожара → гибель или
получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм
от воздействия ВВС, уничтожение или повреждение перечисленных
выше материальных объектов и элементов природной среды;
загрязнение атмосферы продуктами сгорания
Тепловое
излучение от
пламени,
воздушная
волна сжатия
(ВВС),
токсичные
продукты
сгорания
С2
«Сгорание
парового
облака в
дефлагра%
ционном
режиме»
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП → истечение
продукта из МКП в виде парожидкостной смеси → формирование
лужи разлития → интенсивное испарение (кипение) продукта →
дисперсия паров в атмосфере и дрейф взрывоопасного облака по
направлению ветра и рельефу местности → «задержанное»
воспламенение парового облака от источника зажигания (автотехники,
открытого пламени и т.п.) → сгорание облака паров в
дефлаграционном режиме → образование воздушной волны сжатия в
результате сгорания ТВС, а также прямое огневое и радиационное
тепловое воздействие на людей, здания, сооружения, оборудование ЛЧ
МКП, транспорт, растительность → гибель или получение людьми
различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС,
обломков, уничтожение или повреждение перечисленных выше
материальных объектов и элементов природной среды; загрязнение
атмосферы продуктами сгорания
Прямое
воздействие
пламени и
тепловое
излучение от
пламени,
ВВС,
токсичные
продукты
сгорания
113
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 6.1
Обозначение
и название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие
факторы
С3
«Рассеива%
ние парово%
го облака
без воспла%
менения»
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП → истече%
ние продукта из МКП в виде парожидкостной смеси → формирова%
ние лужи разлития → интенсивное испарение (кипение) продукта →
дисперсия паров в атмосфере и дрейф взрывоопасного облака по
направлению ветра и рельефу местности без воспламенения →
загрязнение окружающей среды углеводородами → асфиксионное
воздействие на людей, попавших в зону загазованности
Загрязнение
атмосферы пара%
ми углеводоро%
дов, загрязнение
почвы жидкими
углеводородами
Асфиксионное
воздействие
Та б л и ц а 6 . 2 – Факторы, определяющие сценарии аварии на МКП
Фактор
Характер влияния
1 Диаметр эквивалентного отверстия истечения
Определяет интенсивность аварийного
истечения продукта
2 Компонентный состав транспортируемого
продукта
Определяет интенсивность истечения и
испарения продукта, объем пролива
3 Время от момента разгерметизации до
перекрытия аварийной секции (время
идентификации аварии + время остановки НС и
закрытия задвижек)
4 Давление в трубопроводе до аварии в месте
разрыва (расположение места аварии
относительно НС)
5 Размеры (площадь) лужи разлития жидкости
Влияет на продолжительность аварийного
истечения продукта
Влияет на интенсивность истечения продукта
Определяет интегральную интенсивность
испарения жидкости, задает форму и
геометрические размеры пламени пожара
6 Температура грунта
7 Проницаемость грунта
8 Скорость ветра
Влияют на интенсивность испарения разлитой
жидкости
9 Температура воздуха
10 Метеорологические факторы: скорость и
направление ветра, класс стабильности
атмосферы, влажность воздуха
Влияют на особенности рассеивания и переноса
паров в атмосфере, размеры облака; задают угол
и направление наклона пламени при пожаре раз%
лития; влажность воздуха определяет проница%
емость атмосферы для тепловой радиации
11 Рельеф местности и шероховатость поверхности Влияет на особенности переноса и рассеивания
в районе места разрыва
облака тяжелого газа
12 Распределение источников зажигания по
территории, прилегающей к месту разрыва МКП
114
Влияет на вероятность и момент воспламенения
парового облака и, следовательно, на размеры
зоны прямого огневого и барического
воздействия
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 6.2
Фактор
Характер влияния
13 Ландшафтные (леса, кустарники) и
топографические условия в месте разрыва МКП
14 Плотность промышленной и жилой застройки
на прилегающих территориях
Влияют на скорость (режим) сгорания облака
тяжелого газа
Определяют степень ограниченности
пространства и тем самым влияют на вероятность
реализации дефлаграционного или близкого к
детонационному режима сгорания облака
15 Распределение по территории вблизи места
разрыва других опасных объектов
Влияет на вероятность реализации каскадного
развития аварии
16 Степень оперативности действий персонала и
аварийных служб по локализации аварии и зон их
негативного воздействия
Влияют на развитие сценариев аварии и размеры
зон негативных воздействий
Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ МКП можно выполнять
путем варьирования значений следующих факторов (таблица 6.3 ).
Все вышеперечисленные задающие факторы опосредованно или напрямую влияют на
конфигурацию и размеры зоны воздействия – термического, барического (дефлаграционной
волны сжатия), асфиксионного. Поэтому каждый идентифицированный в ходе анализа риска
МКП расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем случае конфигураци%
Та б л и ц а 6 . 3 – Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев
аварий на МКП
Задающий фактор
На какую
группу
сценариев
распростра%
няется
Возможные значения фактора
Площадь
поперечного сечения
отверстия истечения
С1, С2, С3
От 1 см2 до площади, равной площади поперечного сечения
трубопровода
Закрываются обе
задвижки с помощью Закрывается одна Задвижки на
SCADA или системы
задвижка на
границах
обнаружения утечек границе аварийной аварийной
(СОУ) на границах секции МКП через
секции не
аварийной секции
время Tоткл
закрываются
МКП через время Tоткл
Срабатывание
линейных задвижек
С1, С2, С3
Скорость ветра, м/c
С1, С2, С3
0
5
10
%
Направление ветра
С1, С2, С3
С
В
Ю
З
Класс стабильности
атмосферы по
Паскуиллу
С2, С3
%
А, B, C, D, E, F
115
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ей и размерами зоны негативного воздействия доминирующего поражающего фактора этого
сценария и, соответственно, ущербом.
6.5.4 Пользователь стандарта по своему усмотрению может определить число расчетных
сценариев путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из табли%
цы 6.3. Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице 6.4.
6.5.5 При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных
сценариев {Сij} следует рассматривать на каждом ПОУ трассы МКП, считая указанный набор
полной группой несовместных событий при возникновении разрыва МКП в каждой рассма%
триваемой точке ПОУ.
Та б л и ц а 6 . 4 – Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев
Группа сценариев
Краткая характеристика сценария в точке разрыва МКП
С11: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
Tоткл, скорость ветра 0 м/c → Вертикальный горящий «цилиндр»
С1
«Пожар разлития»
С12: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение Tоткл,
скорость ветра 10 м/c, направление ветра – перпендикулярно направлению
оси МКП, вправо по ходу газа → Наклонный «правый» горящий «цилиндр»
С13: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
Tоткл, скорость ветра 10 м/c, направление ветра – перпендикулярно
направлению оси МКП, влево по ходу газа → Наклонный «левый» горящий
«цилиндр»
С2
«Cгорание парового
облака в
дефлаграционном
режиме»
С21: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
Tоткл, скорость ветра 10 м/c, класс устойчивости – D, имеет место зажигание
С3
«Рассеивание
парового облака без
воспламенения»
С31: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение Tоткл.
Имеет место дрейф облака под действием ветра и гравитации, скорость ветра
10 м/c, класс устойчивости атмосферы – D. → рассеивающийся шлейф газа
ТВС в центре облака → дефлаграционное горение облака
6.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.6.1 На данном этапе следует определить для каждого ПОУ условные вероятности
P(Cij|A) реализации каждого расчетного сценария Сij (при условии, что произошел разрыв
МКП – событие А) из сформированного на предыдущем этапе набора {Сij}, образующего пол%
116
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на данном ПОУ условий и факторов,
влияющих на возможность реализации того или иного расчетного сценария Сij.
6.6.2 Общий подход к определению условных вероятностей реализации различных рас%
четных сценариев аварий на ОПО изложен в 5.6. Применительно к МКП следует учитывать
особенности протекания аварии, связанные:
% с возможностью истечения продукта из отверстий (трещин) различных размеров (в
отличие от МГ, где рассматривается только разрыв на полное сечение), реализующихся с раз%
ными условными вероятностями;
% сильной зависимостью размеров зоны распространения тяжелых паровых облаков от
метеопараметров и рельефа местности;
% возможностью зажигания парового облака произвольно распределенными по терри%
тории источниками зажигания с различными вероятностями их «срабатывания».
6.6.3 Рекомендуется к использованию следующее (см. таблицу 6.5), основанное на
результатах анализа статистических данных об аварийных утечках из жидкостных трубопро%
водов [23], распределение относительных частот (статистических условных вероятностей)
реализации утечек с различными массовыми расходами (зависящими от размеров отверстий
истечения).
Та б л и ц а 6 . 5 – Относительная частота реализации утечек из МКП с данной
интенсивностью
10–30
(20)
30–70
(50)
70–130
(100)
300
600
для МКП
с Ду > 300 мм
0,35
0,25
0,20
0,15
0,05
для МКП
с Ду ≤ 300 мм
0,50
0,35
0,15
Интенсивность истечения флюида , G, кг/c
Относительная частота
реализации утечек с данной
интенсивностью
Для более точного определения спектра размеров аварийных разрывов, соответствую%
щих им интенсивностей истечения и частот их реализации следует учитывать конструктивные
характеристики и особенности эксплуатации конкретного трубопровода.
6.6.4 Для сценариев группы С1 («Пожар разлития») условную вероятность их реализа%
ции рекомендуется рассчитывать по формуле
P (C1j A ) = P (B A ) ⋅ P (Gs A ) ⋅ P (uψϕ ),
(6.1)
где P(B|A) – условная вероятность загорания (событие B) истекающего флюида сразу после
разгерметизации МКП; для ее определения рекомендуется использовать имеющиеся стати%
стические данные по относительным частотам загорания/незагорания флюида при разрыве
МКП в месте разрыва;
117
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
P(Gs|A) – условная вероятность реализации утечки продукта с интенсивностью Gs (т.е.
находящейся в s%ом диапазоне возможных диапазонов интенсивностей истечения – событие
Gs), зависящей от давления в трубопроводе и размера отверстия разгерметизации (общее
количество диапазонов интенсивностей истечения или диапазонов размеров отверстий исте%
чения и размеры диапазонов задаются пользователем ) – см. таблицу 6.5;
P(uψϕ) – относительная частота повторяемости в году скорости ветра uψϕ в ψ%том диапа%
зоне скоростей и ϕ%ом географическом направлении (общее количество Ψ и размеры диапа%
зонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов – Φ) задаются пользователем ) – (см. 6.6.5.2).
6.6.5. Расчет условной вероятности реализации сценариев аварий на МКП из группы С2
«Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме».
6.6.5.1 Реализация конкретного аварийного сценария из группы С2, выражается, в
конечном итоге, в воспламенении от какого либо источника зажигания дрейфующего в опре%
деленном направлении и достигшего своих максимальных (при заданных метеопараметрах)
размеров взрывопожароопасного тяжелого парового облака, образовавшегося при истечении
нестабильной углеводородной жидкости из аварийного МКП.
Условную вероятность реализации каждого сценария С 2j аварии из данной груп%
пы следует рассчитывать в привязке к конкретной точке E территории, в которой будет
рассчитываться потенциальный риск, по следующей рекомендуемой формуле (см. ри%
сунок 6.1)
P (C2 j A ) = P (B A ) ⋅ P (Gs A) ⋅ P (uψϕ ) ⋅ P (Se v ) ⋅ P ( Сl uψ ⋅ Sev )⋅ P ( И AB ),
(6.2)
где P (B A ) – условная вероятность незагорания паров истекающего флюида сразу после раз%
герметизации трубопровода;
P (Gs A ) – см. 6.6.4;
P(uψϕ) – относительная частота повторяемости в году скорости ветра uψϕ в ψ%том диапа%
зоне скоростей и ϕ%ом географическом направлении (общее количество Ψ и размеры диапа%
зонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов – Φ) задаются пользователем ) – (см. 6.6.5.2);
P(Sev) – относительная частота реализуемости сезона Sev;
P (Сl uψ ⋅ Sev ) – относительная частота реализуемости данного класса устойчивости атмо%
сферы по Паскуиллу при скоростях ветра в s%том диапазоне в v%й сезон Sev – (см. 6.6.5.3);
–
P(И|AB) – условная вероятность зажигания облака от хотя бы одного источника зажигания
Иk из общего числа K источников зажигания, находящихся в пределах парового облака (в тех
118
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 6.1 – К расчету сценария аварии на МКП с образованием врывопожароопасного
парового облака
или иных ячейках расчетной области – см. 6.8, 6.12), ограниченного изолинией концентра%
ции паров С = СНКПВ, достигшего своих максимально возможных размеров при заданных
интенсивности истечения, метеопараметрах, сезоне – см. 6.6.5.4.
6.6.5.2 Условные вероятности P(uψϕ) следует определять на основе статистических дан%
ных по повторяемости характерных скоростей ветра с учетом их географических направлений
в разрезе года в районе расположения МКП как относительные частоты реализации ветров,
попадающих в заданные диапазоны скоростей и направлений. Скорость ветра uψϕ (ψ =1....Ψ –
номер диапазона скоростей) реализуется в направлении румба ϕ (ϕ =1…Φ) в течение года с
относительной частотой P(uψϕ) <1 (Здесь Ψ – общее число рассматриваемых скоростей ветра;
Φ – общее число румбов розы ветров – географических направлений. Как правило, Φ = 4, 8
или 16 с угловым сектором соответственно в 90°, 45° или 22,5°). Пример формы представле%
ния относительных частот P(uψϕ) в % дан в таблице 6.6.
6.6.5.3 Условные вероятности P(Cl|uψ · Seν) следует определять на основе статистиче%
ских данных по повторяемости характерных состояний атмосферы (классы устойчивости
119
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 6 . 6 – Образец представления относительной среднегодовой повторяемости
(условная статистическая вероятность реализации) скоростей ветра по географическим
направлениям (в %)
Географические направления, ϕ
Скорость ветра
uψ, м/с
С
СВ
В
ЮВ
Ю
ЮЗ
З
СЗ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Построчная
сумма частот,
%
10
0 (штиль)
%
%
%
%
%
%
%
%
0,73
1÷2
0,79
0,83
0,95
1,04
0,60
0,73
0,78
0,61
6,33
2÷3
2,68
3,08
3,57
3,98
2,32
2,71
2,79
2,13
23,26
4÷5
3,18
3,65
4,23
4,71
2,75
3,20
3,30
2,52
27,54
6÷7
2,41
2,61
3,00
3,28
1,19
2,28
2,40
1,87
19,04
8÷9
1,86
1,77
2,00
2,12
1,21
1,54
1,71
1,38
13,59
10÷11
0,80
0,66
0,73
0,73
0,41
0,57
0,67
0,56
5,13
12÷13
0,50
0,38
0,41
0,40
0,22
0,32
0,39
0,34
2,96
14÷15
0,18
0,12
0,12
0,11
0,06
0,10
0,13
0,12
0,94
16÷17
0,06
0,04
0,04
0,03
0,02
0,03
0,04
0,04
0,30
18÷20
0,03
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,02
0,02
0,15
21÷24
0,01
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,00
0,01
0,03
Сумма всех относительных частот
100
атмосферы А, B, С, D, E, F по Паскуиллу) в зависимости от скорости ветра и времени года
(сезона) в районе расположения МКП. Пример распределения частоты реализации класса
устойчивости атмосферы в зависимости от скорости ветра в средних широтах для 2%х сезонов
дан в таблице 6.7.
Та б л и ц а 6 . 7 – Образец представления относительной частоты реализации в % классов
устойчивости атмосферы для различных скоростей ветра по полугодиям
Класс устойчивости атмосферы
Ско%
рость
ветра,
м/с
A
0–1
1,4
7,0
29,8
23,7
4,0
34,1
0,0
0,1
5,3
2–3
3,2
10,5
36,5
28,7
3,8
17,3
0,0
0,0
4–5
2,2
12,4
39,6
31,0
3,7
11,1
0,0
6–7
4,3
11,9
39,4
31,5
3,4
9,5
8–10
4,3
12,2
40,4
32,8
3,7
6,6
B
C
D
E
F
A
B
E
F
17,2
20,8
56,6
5,8
23,0
26,0
45,2
0,1
6,4
26,0
28,1
39,4
0,1
0,2
6,7
27,3
29,0
36,7
0,0
0,2
5,9
26,0
27,2
40,7
26
44
апрель%сентябрь
C
D
октябрь%март
Средние частоты реализации классов устойчивости атмосферы
3
120
11
37
29
4
16
0
0
6
24
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.6.5.4 Условная вероятность зажигания облака от какого%либо источника зажигания
для простейшего случая, когда принимается, что источники зажигания Иk являются постоян%
но действующими во времени, рассчитывается по формуле
⎡ K
⎤
P (И AB ) = 1 − ⎢ ∏ (1 − P (И k ))⎥ ,
⎢⎣ k = 1
⎥⎦
(6.3)
где k – номер источника зажигания из общего числа K тех источников зажигания, которые
находятся внутри облака, ограниченного изолинией концентрации паров С = СНКПВ;
P(Иk) – вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения) k%го источ%
ника зажигания (см. таблицу 6.8).
Та б л и ц а 6.8 – Значения вероятностей воспламенения ряда типичных источников
зажигания
Вероятность воспламенения (физический
потенциал воспламенения)
Тип источника зажигания
P(Иk) = 1
Включенная горелка, открытое пламя
P(Иk) > 0,5
Электромоторы, горячая обработка
Транспортные средства, неисправная проводка
0,5 > P(Иk) > 0,05
P(Иk) < 0,05
Электрооборудование, искры
Взрывобезопасное оборудование,
радиочастотные источники
P(Иk) = 0
6.6.5.5 Условная вероятность зажигания облака для общего случая, когда источники
зажигания Иk действуют не все время, а активируются периодически, рассчитывается по фор%
муле
P (И AB ) = 1 − Q(τ),
(6.4)
где Q(τ) – вероятность незажигания облака от источников Иk, натуральный логарифм кото%
рой рассчитывается как
Ν K
−λ * P(И )τ
⎡
⎤
ln Q( τ) = ∑ ∑ Fηhμ k ⎢(1 − ak P ( И k ) e k k ηh − 1⎥,
⎣
⎦
η=1 k =1
(6.5)
где η – номер элементарной площадки в расчетной области с общим количеством расчетных
ячеек (элементарных площадок) N = Nx · Ny (см. 5.12, 6.8, 6.12);
k = 1, … K – номер источника воспламенения на элементарной площадке;
Fηh – площадь η%й элементарной площадки, га;
121
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
μk – плотность распределения источников зажигания, шт/га;
ak – доля времени активности k%го источника зажигания, рассчитываемая по формуле
ak = τi
(τa + τi ),
(6.6)
где τi – время, в течение которого источник зажигания активен, мин;
τa – время (период) между периодами активации источника зажигания, мин;
λ*k – частота активации k%го источника зажигания, 1/мин рассчитываемая как
λ *k = 1 (τ a + τ i ),
(6.7)
где τηh – время, в течение которого источник был в контакте с облаком, мин (рекомендуется
принимать 60 мин). Значение нижнего индекса «h» в величинах Fηh, τηh определяет, содержит
η%я элементарная площадка внутренние или внешние источники зажигания. Если источник
внутренний (находится в здании), то вероятность воспламенения облака зависит от скорости
вентиляции здания.
При описании территориального распределения и характеристик источников зажига%
ния в расчетной области для последующего расчета условной вероятности зажигания облака
рекомендуется пользоваться данными таблицы 6.9.
Та б л и ц а 6 . 9 – Параметры различных типовых источников зажигания периодического
действия
P(Ик)
τa
τi
ak
λ*k
μk
Транспортные средства
в «час пик»
0,2
6
474
0,0125
0,0021
160
Транспортные средства
не в «час пик»
0,2
6
54
0,1
0,0167
3
Курение
1
10
470
0,021
0,0021
8
Котел
Непрерывного действия
внутри и вне зданий
Нечастой активации
внутри и вне зданий
Прерывистого действия
внутри и вне зданий
1
120
360
0,25
0,0021
200
1
%
0
1
0
200
1
60
420
0,125
0,0021
200
1
5
55
0,083
0,0167
200
Комбинаты
Курение
общественного
Кухонное оборудование
питания
1
5
115
0,042
0,0083
200
0,25
5
25
0,167
0,0333
100
0,5
%
%
1
0,028
50
0,25
%
%
1
0,035
50
0,1
%
%
1
0,056
50
Тип территории
Автостоянка
Бойлерная
Открытое
пламя
Производ%
ственные зоны
Источник зажигания
Оборудование тяжелого
машиностроения
«Среднее» оборудование
Оборудование легкой
промышленности
122
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 6.9
Тип территории
Источник зажигания
P(Ик)
τa
τi
ak
λ*k
μk
Складские
зоны
Грузовые работы
0,1
10
20
0,333
0,0333
10
Офис
Офисное оборудование
0,05
%
%
1
0,056
20
6.6.6 Условную вероятность реализации сценариев аварий из группы С3 «Рассеивание
парового облака без воспламенения» рекомендуется рассчитывать по следующей формуле
P (C3j A ) = P (B A ) ⋅ P (Gs A) ⋅ P (uψϕ ) ⋅ P (Se v ) ⋅ P ( Сl uψ ⋅ Se v )⋅ P ( И AB),
(6.8)
где P (И AB ) – условная вероятность незажигания облака, рассчитываемая по формуле
K
P (И AB ) = ∏ (1 − P (И k )),
k =1
(6.9)
где k – номер источника зажигания из общего числа K источников зажигания, находящихся в
пределах облака, ограниченного изолинией концентрации паров С = СНКПВ;
Р(Иk) – вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения) k%го источ%
ника зажигания.
Остальные обозначения приведены в 6.6.5.1.
6.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов газового
конденсата при авариях на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.7.1 На данном этапе КолАР (№ 3.4 в блок%схеме на рисунке 5.1) необходимо опреде%
лить для каждого расчетного сценария Сij аварии:
% зависимости интенсивностей Gs истечения флюида в окружающую среду от времени;
% продолжительность истечения и объем (массу) выброшенного флюида.
6.7.2 При разрыве (разрушении) МКП, транспортирующего вскипающую при
атмосферном давлении жидкость, в нем инициируется сложная совокупность взаимосвязан%
ных и взаимообусловленных процессов. Однако при инженерных оценках параметров ава%
рийного истечения флюида из протяженного трубопровода достаточно знать следующие
основные физические закономерности.
Сразу после разрыва МКП от места разрыва по трубопроводу распространяются волны
разгрузки – падения давления с изменением скорости транспортируемого флюида: на участ%
123
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ке до места разрыва (по потоку) среда ускоряется, а на участке после места разрыва – замед%
ляется, вплоть до образования обратного потока жидкости. В первые секунды после разруше%
ния, пока идет падение давления в транспортируемой жидкости вблизи отверстия разгерме%
тизации, происходит выброс жидкой фазы с очень высокой интенсивностью. Выброшенный
на этой стадии продукт вскипает за пределами трубопровода. После частичного спада давле%
ния в полости трубопровода вскипание жидкой фазы происходит уже внутри трубы, и на
выходе наблюдается двухфазный поток, интенсивность которого зависит от целого ряда фак%
торов: начального термодинамического состояния вскипающей жидкости, ее свойств, распо%
ложения зоны вскипания (фронта вскипания) в трубопроводе. В сечении отверстия разгерме%
тизации истечение происходит в критическом режиме, то есть местная скорость равна скоро%
сти звука двухфазного потока при термодинамических и теплофизических параметрах смеси,
установившихся на данный момент времени. Такой режим критического истечения продукта
общепринято называть «режимом запирания потока». При продвижении зоны вскипания
вглубь трубопровода интенсивность истечения падает как за счет влияния трения на поток,
так и за счет снижения температуры смеси в аварийном сечении.
Фронты вскипания перемещаются вглубь трубы от места, где произошла разгерметиза%
ция, не сразу, а через некоторое время. Перемещение фронта вскипания возможно только при
условии, что скорость движения фронта относительно среды будет больше скорости движе%
ния самой среды. Вскипание будет происходить в сечении трубы, где давление падает до
давления насыщения паров.
6.7.3 Следует выделить следующие режимы истечения:
% выброс на стадии движения по трубопроводу волн давления;
% истечение двухфазного потока на стадии работы насосов при незакрытых линейных
задвижках;
% истечение двухфазного потока из отсеченного с помощью линейных задвижек участ%
ка, причем в этом случае можно выделить два варианта:
а) когда в отсеченном участке в полости трубопровода распространяется фронт вски%
пания;
б) когда зона вскипания распространилась на весь отсеченный участок трубопровода;
% завершение режима двухфазного истечения; при этом, так же как и в предыдущем
режиме, существует два варианта:
а) после того, как существовавший над местом разрушения столб жидкости вытек, из
трубопровода в окружающую среду может поступать лишь газовая фаза как образовавшаяся
124
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
внутри трубы в «газовых подушках», так и образующаяся от кипения и испарения жидкой
фазы, оставшейся в «карманах», созданных рельефом трассы; не исключен и выброс отдель%
ных объемов жидкости из таких «карманов»;
б) когда давление в достаточно ровном участке трубопровода упало до давления окру%
жающей среды и при этом жидкая фаза, оставшаяся в трубе, охладилась до температуры кипе%
ния; в этом случае из разрушенного трубопровода будет идти эмиссия паров транспортируе%
мого продукта и происходить за счет действия силы тяжести истечение жидкой фазы в режи%
ме неполного перекрытия сечения жидкостью.
6.7.4 Для прогнозирования последствий аварий на МКП рекомендуется рассматривать
лишь те из перечисленных режимов выброса, которые дают определяющий вклад в формиро%
вание облаков, способных распространяться от места аварии. Такому критерию в первую оче%
редь удовлетворяют два режима:
а) режим до отсечения аварийного участка линейными задвижками при продолжаю%
щейся закачке продукта в трубопровод (напорное истечение);
б) режим самотечного истечения до тех пор, пока в трубопроводе в месте разрушения
имеется избыточное давление и жидкая фаза (самотечный режим).
6.7.5 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов транс%
портируемых жидких углеводородов рекомендуется проводить по методикам, изложенным в
приложении Д (подразделы Д.1, Д.2, Д.3 соответственно для случаев образования «гильотин%
ного» разрыва, трещины и свища).
Соответствующие основные этапы расчета для двух характерных типов транспортиру%
емого продукта для случая разрыва МКП на полное сечение изложены ниже:
а) жидкость, транспортируемая по МКП, не вскипает при сбросе давления до атмо%
сферного.
Шаг 1. Подтверждается условие невскипания транспортируемой жидкой фазы при
сбросе давления.
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации.
Шаг 3. По известному профилю трассы определяется уровень высотной отметки, на
которой произошла разгерметизация МКП.
Шаг 4. Определяется максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
конца трассы и отметка, на которой достигается эта высота.
Шаг 5. Определяются линейные (по трассе) координаты близлежащих линейных
задвижек – до и после места разрушения.
125
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Шаг 6. Определяется максимальная высота трассы на участке от задвижки до места раз%
рыва и линейная координата этой точки по трассе.
Шаг 7. Определяется максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
задвижки, расположенной после места разрыва, и координата этой точки по трассе.
Шаг 8. Определяются массы жидкого продукта, способные вытечь из двух участков
МКП на этапе самотечного истечения: из участка, расположенного до места аварии, и из
участка, расположенного после (процедура определения этой величины приведена в подраз%
деле Д.1.3 приложения Д).
Шаг 9. Определяется количество этапов истечения – N = 5:
% первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю%
чения насосов и перекрытия задвижек;
% второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …,5) – это этапы самотечного исте%
чения – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транс%
портируемого жидкого продукта с обоих концов трубопровода.
Шаг 10. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе:
Шаг 11. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на этапах
самотечного истечения (k = 2, …, 5) в случае, если не происходит вскипание жидкости.
б) жидкость, транспортируемая по МКП, может вскипать при сбросе давления до
атмосферного:
Шаг 1. Подтверждается условие вскипания транспортируемой жидкой фазы при сбро%
се давления.
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации.
Шаг 3. По известному профилю трассы определяется уровень высотной отметки, на
которой произошла разгерметизация МКП.
Шаг 4. Определяются линейные координаты по трассе близлежащих линейных задви%
жек – до и после места разрушения.
Шаг 5. Определяется масса жидкого продукта, которая может вытечь из участка МКП
до места разрушения и масса жидкого продукта, которая может вытечь из участка МКП после
места разрушения. Процедура определения этих величин приведена в подразделе Д.1.3 прило%
жения Д.
Шаг 6. Определяется количество этапов истечения:
Количество этапов N = 3, если перепад высот на отсеченном аварийном участке соста%
вляет более 10 м:
126
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю%
чения насосов и перекрытия задвижек;
% второй, третий этапы (k = 2, 3) – этапы самотечного истечения – от момента пере%
крытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого про%
дукта с обоих концов трубопровода, причем третий этап представляет собой сток жидкой
фазы уже лишь из одного конца трубопровода, сток жидкого продукта из второго уже закон%
чился.
Количество этапов N = 5, если перепад высот на отсеченном аварийном участке соста%
вляет менее 10 м:
% первый этап (k = 1) – этап напорного истечения– от момента разрушения до отклю%
чения насосов и перекрытия задвижек;
% второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …, 5) – этапы самотечного истече%
ния – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспор%
тируемого жидкого продукта с обоих концов трубопровода.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом
этапе.
Шаг 8. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором и третьем эта%
пах для случая N = 3.
Шаг 9. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором, третьем,
четвертом и пятом этапах для случая N = 5 (перепад высотных отметок по трассе отсеченного
участка менее 10 м).
6.8. Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.8.1 На данном этапе КолАР (этапе 3.5 в блок%схеме на рисунке 5.1) необходимо опре%
делить для каждого расчетного сценария Сij аварии распределение в пространстве основных
физических характеристик (размеров зон негативного воздействия) характерных для данного
сценария следующих поражающих факторов аварии:
% тепловой радиации и непосредственного огневого воздействия при горении с поверх%
ности разлития продукта;
% воздушной волны сжатия, образующейся в результате расширения продуктов сгора%
ния при воспламенении парового облака;
% прямого огневого воздействия при воспламенении парового облака;
% продуктов сгорания парового облака;
% загазованности.
127
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
П р и м е ч а н и е – На основном этапе КолАР, т.е. при расчете потенциального индивидуаль%
ного, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового ущерба, рекомендуется учитывать толь%
ко термические эффекты от пожара разлития и термобарические эффекты при дефлаграционном горении
облака ТВС, как значительно превалирующие по поражающему воздействию над другими воздействиями.
6.8.2. Расчет распространения поражающих факторов при пожаре разлития
6.8.2.1 Рекомендуемая методика и алгоритм расчета характеристик горения разлитого
углеводородного флюида – пожара разлития, поражающими факторами которого являются
радиационное тепловое и непосредственное воздействие пламени, подробно представлены в
подразделе Ж.6 приложения Ж и включают следующие допущения и основные этапы:
а) предполагается, что процесс горения является стационарным при постоянной ско%
рости поступления паров углеводородной жидкости с единицы поверхности в зону горения;
б) из таблицы Ж.9 определяется удельная скорость выгорания разлитой жидкости;
в) определяется эквивалентный диаметр разлива при известном объеме вылившегося
продукта и толщине слоя разлития;
г) определяется высота (длина) видимой (излучающей основную часть тепла) части
пламени с учетом влияния ветра на скорость сгорания, и, следовательно, на длину пламени;
д) рассчитывается угол отклонения пламени от вертикальной оси под действием ветра;
е) учитывается, что при горении топлива в котлованах без ограничивающих стенок
(очаг горения на уровне поверхности земли) наблюдается «волочение» или «переливание»
пламени в основании очага горения под действием ветра за край котлована, при котором оно
как бы стелется по поверхности земли на довольно значительное расстояние;
ж) определяется продолжительность выгорания лужи разлития.
6.8.2.2 Расчет размеров зоны термического воздействия от пожара разлития выполня%
ется в соответствии с логикой, изложенной в 5.8.6 применительно к пожару «колонного
типа», с использованием модели цилиндрического теплового излучателя, описанной в
подразделе Ж.5 приложения Ж.
6.8.3 Расчет поражающих факторов при распространении парового облака, сформиро%
вавшегося в результате мгновенного испарения (вскипания) и испарения с поверхности про%
лива нестабильной жидкости.
6.8.3.1. Расчет процессов дисперсии и дрейфа парового (капельно%аэрозольного) тяже%
лого (т.е. с плотностью, большей плотности воздуха) облака, сформировавшегося в результа%
те мгновенного испарения (вскипания) и испарения с поверхности пролива нестабильной
жидкости, рекомендуется проводить с помощью комплекса методик «ТОКСИ%3» (см. подраз%
дел Ж.7 приложения Ж).
128
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.8.3.2 Алгоритм расчета рекомендуется строить, учитывая следующие особенности и
принимая следующие допущения и предположения:
% интенсивность смешения паров продукта с воздухом в значительной степени зависит
от плотности самого облака;
% наличие аэрозолей существенно влияет на термодинамическое состояние паров в
облаке;
% при отсутствии ветра (либо при малой скорости и неустойчивости ветра по направлению)
форма образующегося при испарении продукта облака схематизируется в виде приплюснутого (за
счет растекания облака под действием силы тяжести) полуэллипсоида вращения. Причем удвоенную
(с учетом расширения при горении) высоту этого облака следует принять за путь разгона пламени;
% при устойчивой по направлению скорости ветра 0,5 м/с и более форма облака схема%
тизируется в виде параллелепипеда, вытянутого по направлению ветра;
% при той же скорости ветра, колеблющегося по направлению, форма облака предста%
вляется в плане в виде трапеции, с основанием, расширяющимся по мере удаления от источ%
ника испарения.
6.8.3.3 Применительно к МКП выбирается 4%й вариант по методике «ТОКСИ%3» раз%
герметизации «оборудования, содержащего опасное вещество», а именно вариант «частично%
го разрушения оборудования», предполагающий продолжительный выброс. Отверстие раз%
герметизации при аварии может быть в виде свища, трещины или полного сечения трубы (при
гильотинном разрыве).
6.8.3.4 Предполагается, что при выбросе продукта МКП работает в регламентирован%
ном нормальном режиме транспорта продукта.
6.8.3.5 Предполагается, что через время Тнс после разгерметизации МКП происходит
отключение насосов и прекращается подача в аварийный участок трубопровода транспорти%
руемого продукта при одновременном отсечении линейными задвижками аварийного участ%
ка трубопровода.
Для аварии в виде свища предполагается возможность ликвидации утечки через неко%
торое время Тсвищ.
6.8.3.6 Предполагается, что часть истекающего из МКП продукта разливается по под%
стилающей поверхности, а часть распространяется в атмосфере от двух источников: во%пер%
вых, за счет вскипания в процессе истечения (для продукта, нестабильного при атмосферном
давлении) и, во%вторых, за счет испарения из пролива.
6.8.3.7 Из 8 установленных в методике «ТОКСИ%3» стадий протекания аварии, на кото%
рых могут образовываться паровые облака, рекомендуется учитывать применительно к разры%
129
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ву МКП только те стадии, которые характеризуются наиболее интенсивным поступлением
транспортируемого продукта в окружающую среду, к которым относятся:
% истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
% истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
% испарение с поверхности пролива при отсутствии истечения жидкости из МКП.
6.8.3.8 Поскольку интенсивность выброса из относительно больших отверстий разгермети%
зации (с площадью выше нескольких процентов от площади поперечного сечения трубы) протя%
женного МКП существенного изменяется во времени, то учет нестационарных эффектов следует
вести в соответствии с приложением 6 методики «ТОКСИ%3» путем разбивки стадий, характеризую%
щихся нестационарностью интенсивности выброса, на подстадии меньшей продолжительности.
Рекомендуется рассматривать две стадии аварийного процесса:
% истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка (далее – стадия I,
которая будет содержать несколько подстадий);
% испарение с поверхности пролива при отсутствии истечения жидкости из МКП
(далее – стадия II); эта стадия будет состоять только из одной подстадии.
6.8.3.9 Расчет возникновения и распространения облака испарившегося продукта
рекомендуется проводить в соответствии с методикой, приведенной в подразделе Ж.7 прило%
жения Ж с дополнительными расчетами по методикам из приложения Д, в которых модели%
руется одна из следующих ситуаций:
% полное разрушение (гильотинный разрыв);
% образование трещины на МКП в 2%х вариантах: 1) трещина с площадью сечения 1%
от площади поперечного сечения трубопровода, 2) трещина с площадью сечения 10 %;
% свищ 0,0001 м2.
6.8.3.10 Рассеяние облака паров продукта в атмосфере рассчитывается с учетом неста%
ционарных эффектов (приложение 6 методики «ТОКСИ%3»).
6.8.3.11 С учетом указанных в 6.8.3.8 подстадий выделяется N этапов истечения и испа%
рения. На момент окончания каждого из этапов определяются следующие величины:
% масса топлива в облаке во взрывоопасных концентрациях;
% размеры облака, ограниченного изолинией концентрации С = Снкпв;
% эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
% размеры зоны негативного термического и барического воздействия от сгорания
дрейфующего облака: протяженность в направлении ветра и максимальная ширина в попе%
речном направлении. Граница этой зоны определяется изолинией концентрации паров
Сун = 0,5 Снкпв – см. 6.8.4.
130
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.8.3.12 За все время процесса истечения продукта и его рассеяния определяются
моменты времени, когда облако имеет максимальные размеры по ширине и протяженности,
и момент времени, когда в облаке во взрывоопасных концентрациях находится максимальное
количество топлива.
6.8.4 Расчет поражающих факторов при дефлаграционном горении облака газа
6.8.4.1 Образующееся в результате разгерметизации МКП паровое облако само по
себе не является значимым поражающим фактором, а является лишь фактором потен%
циальной опасности, и только наличие источников зажигания на пути дрейфа облака в гра%
ницах изолинии концентрации, равной нижнему концентрационному пределу воспламе%
нения (Снкпв), обуславливает воспламенение и сгорание облака по всему объему с образо%
ванием воздушной волны сжатия, т.е. возникновение термического и барического факто%
ров поражения.
6.8.4.2 Сформировавшееся облако может быть зажжено в одной или нескольких своих
точках. На рисунке 6.2 приведены пределы воспламеняемости некоторых горючих смесей, а
также зависимости скорости нормального горения от концентрации горючего в смеси.
Основным режимом горения для облаков испарившегося газового конденсата является
дефлаграционный. Дефлаграционное горение характеризуется тем, что фронт пламени созда%
ет при движении впереди себя волну сжатия. Избыточное давление в волне сжатия увеличи%
вается постепенно от фронта волны к фронту пламени. Максимальные значения избыточно%
го давления и скоростного напора достигаются перед фронтом пламени. Позади фронта пла%
мени образуются продукты горения с высокой температурой (1600 – 2500 °С).
Рисунок 6.2 – Характеристики взрывоопасности некоторых веществ
131
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.8.4.3 Для определения параметров волны сжатия при воспламенении топливовоз%
душной смеси на открытом воздухе рекомендуется применять методику, изложенную в
подразделе Ж.4 приложения Ж.
Оценка параметров волны сжатия производится по следующему алгоритму:
а) определяется максимальное значение видимой скорости распространения пламени;
б) определяется расчетный путь разгона пламени до максимально реализующегося
значения;
в) принимается, что люди, попадающие во фронт пламени, погибают;
г) определяются максимальные значения параметров дефлаграционного горения, кото%
рые могут быть использованы для оценки повреждений зданий, сооружений, оборудования;
д) определяются максимальные значения параметров воздушной волны сжатия, кото%
рые наблюдаются в момент прихода головы волны разрежения (ГВР).
6.8.4.4 Зона действия термического поражающего фактора – пожара – ограничена раз%
мерами облака с границей по концентрации С = Снкпв. Предполагается, что в пределах пожа%
роопасного облака при его воспламенении имеет место 100 % поражение всех людей, находя%
щихся вне специальных укрытий и помещений. Зона действия второго фактора – воздушной
волны сжатия с избыточным давлением 0,1…0,3 бар – находится вне границы Снкпв в непо%
средственной близости от нее, причем доля поражения людей в результате воздействия воз%
душной волны сжатия не превышает 10…20 % от количества пораженных людей при пожаре.
Воздействие воздушной волны сжатия рекомендуется учитывать косвенно путем увеличения
размеров границы пожароопасного облака до Сун = 0,5 · Снкпв. В зависимости от динамики
поступления паров в атмосферу граница облака Сун = 0,5 · Снкпв увеличивает площадь пораже%
ния на 15…30 % по сравнению с площадью собственно пожара.
При расчете пространственных распределений характеристик волн сжатия и продуктов
дефлаграционного сгорания парового облака ТВС следует принимать гипотезу, что волны
сжатия, продукты сгорания и тепловое воздействие с параметрами, достаточными для нане%
сения ущерба оборудованию, зданиям и сооружениям, не выходят за пределы парового обла%
ка, ограниченного изолинией концентрации Сун =0,5 · Снкпв.
Таким образом, изолиния концентрации Сун =0,5 · Снкпв характеризует внешнюю гра%
ницу зоны негативного воздействия для сценариев аварий на МКП группы С2.
6.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.9.1 На данном этапе КолАР (этап 3.6 в блок%схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария Сij аварии (или, как минимум, для наиболее вероятного и
132
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев в пределах каждого рассма%
триваемого ПОУ на МКП):
% зоны потенциального поражения людей от расчетных поражающих факторов, пере%
численных в 6.8.1;
% ожидаемые количества погибших и раненых среди населения (включая проживаю%
щих в ближайших к МКП населенных пунктах, посетителей мест массового скопления
людей, персонал сторонних организаций, водителей и пассажиров транспортных средств на
переходах через автомобильные и железные дороги, а также через судоходные водные прегра%
ды, сельскохозяйственных работников на сельхозугодьях) в зоне потенциального поражения
от превалирующего («поглощающего» остальные факторы) поражающего фактора;
% ожидаемые количества погибших и раненых среди персонала эксплуатирующей орга%
низации, обслуживающего ЛЧ МКП, в зоне потенциального поражения от превалирующего
поражающего фактора.
6.9.2 Алгоритм расчета количества пострадавших среди персонала и населения от ава%
рии на МКП аналогичен представленным в 5.9 применительно к МГ. Однако следует учиты%
вать приведенные в 6.9.3 – 6.9.4 особенности выполнения соответствующих расчетов для сце%
нариев аварий на МКП из группы С2 «Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме».
6.9.3 Принимается, что границей зоны потенциального 100 % поражения незащищен%
ных людей при реализации сценариев аварий из группы С2 – «Сгорание парового облака в
дефлаграционном
режиме»
является
изолиния
концентрации
паров
в
облаке
Сун = 0,5 · СНКПВ. Все люди в пределах указанной зоны, находящиеся вне специальных укры%
тий и зданий, считаются при воспламенении облака погибшими в результате термического и
барического воздействий при сгорании облака, и значение условной вероятности гибели для
всех точек расчетной области в пределах указанной ЗПП принимается равным 1 (Ргиб = 1).
6.9.4 Коэффициент уязвимости людей vуяз в формуле (5.24), рекомендуемой для расче%
та числа пострадавших при реализации аварийных сценариев группы С2 , принимается рав%
ным 1 для людей, находящихся на открытой местности и в типовых зданиях, и принимает зна%
чение в пределах от 0 до 1 (в зависимости от защитных свойств укрытия) для людей, находя%
щихся в специальных зданиях и укрытиях, способных противостоять воздействию поражаю%
щих факторов при сгорании облака ТВС.
6.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.10.1 На данном этапе для каждого принятого для анализа расчетного сценария Сij ава%
рии (или, как минимум, для наиболее вероятного и наиболее масштабного по негативному
133
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
воздействию сценариев в пределах каждого рассматриваемого ПОУ на МКП) определяются
возможные количества (в натуральном выражении) следующих имущественных и природных
компонентов (объектов), уничтоженных и поврежденных в результате аварии на МКП:
% зданий и сооружений вблизи трассы МКП;
% технологического оборудования линейной части МКП, а также другого оборудова%
ния вблизи МКП;
% автотранспортных средств и автодорог на пересечениях МКП с автодорогами;
% железнодорожного транспорта и железных дорог на пересечениях МКП с железными
дорогами;
% надземных инженерных коммуникаций, в т.ч. высоковольтных ЛЭП;
% лесных угодий;
% сельскохозяйственных культур;
% почв;
% водных сред.
Кроме того, для расчета компенсационных выплат за загрязнение атмосферы, почв,
вод определяются массы выбросов загрязняющих веществ – природного газа, жидких углево%
дородов, а также продуктов их сгорания при возникновении пожара.
6.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: воздушная волна сжатия,
прямое воздействие пожаров (в том числе, фронта горения парового облака ТВС), тепловая
радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов на почву, воду.
6.10.3 При оценке негативного воздействия поражающих факторов аварии на элемен%
ты имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются требования
5.10.3 относительно применения дозовых и характеристических критериев различных пора%
жающих воздействий.
При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражающих
воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения
имущественных и природных компонентов на и вблизи площадочного объекта должно быть
определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или уничтоженных
компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках
рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты % здания, сооруже%
ния, транспортные средства и т.) или площадью (если объекты – лесные угодья, сельхозкуль%
туры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России и т.п.).
134
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.10.4 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке (т.е. стационарных объектов,
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой) в результате прямого
воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара разлития (группа С1 сцена%
риев аварий на МКП) приведен в 5.10.8 и 5.10.9.
6.10.5 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежденных
движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе МКП через автодорогу
или железную дорогу при воздействии заданного поражающего фактора приведен в 5.10.10,
5.10.11. При этом для сценариев аварий из группы С2 («Сгорание парового облака в дефлагра%
ционном режиме») степень повреждения транспортных средств принимается равной 1 (kповр = 1).
6.10.6 Рекомендуемый порядок определения по дозовому критерию перечня и коли%
честв уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических кон%
струкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной
нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара разлития (группа С1 сцена%
риев аварий на МКП) приведен в 5.10.12.
6.10.7 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло%
щадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и сельхоз%
культур от пожара разлития (группа С1 сценариев аварий на МКП) приведен в 5.10.13, 5.10.14
и 5.10.16.
6.10.8 Для сценариев аварий из группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграцион%
ном режиме») предполагается 100 % уничтожение имущественных и природных компонентов в
зоне парового облака, ограниченного изолинией приземной концентрации Сун = 0,5 · Снкпв.
6.10.9 Площадь загрязнения почв в результате разлива жидких углеводородов рекомен%
дуется определять по методике расчета размеров лужи при проливе жидкости, приведенной в
подразделе Е.2 приложения Е.
6.10.10 Массу сброса жидких углеводородов в водоемы в результате разрушения МКП для
последующего расчета ущерба от загрязнения водных объектов (см. К.6.3 приложения К), реко%
мендуется определять по методикам, приведенным в подразделах Д.1, Д.2, Д.3 приложения Д.
6.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.11.1 На данном этапе КолАР выполняется оценка ущерба в денежном выражении
(российских рублях) для каждого расчетного сценария Сij аварии в выбранных точках каждо%
го ПОУ рассматриваемого МКП, и на этой основе – математическое ожидание ущерба от ава%
рии в каждой точке ПОУ, средние значения ущерба в пределах ПОУ и в пределах рассматри%
135
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ваемого МКП (а при необходимости – средние значения ущерба по ЛПУ МГ и ГТО в целом).
При этом используются результаты расчета ущербов в натуральных показателях (количества
погибших и раненых, уничтоженного (поврежденного) имущества и природных компонен%
тов), полученные на предыдущих этапах (см. 6.9, 6.10).
6.11.2 Оценка ущерба от аварии на МКП производится с помощью общей Методики
расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом ряда изложенных
ниже положений, отражающих специфику МКП.
(ij)
6.11.3 Ущерб У a при реализации сценария Сij аварии на МКП складывается из сле%
дующих основных составляющих:
(ij)
% социально%экономического ущерба У с%э (руб.), обусловленного гибелью и травма%
тизмом обслуживающего ЛЧ МКП персонала, а также населения на территориях, прилегаю%
щих к МКП, включая работников близлежащих сторонних организаций;
(ij)
% прямого ущерба производству У пр (руб.), обусловленного разрушением и поврежде%
нием элементов линейной части МКП и потерями продукта;
(ij)
% ущерба У им.др.л (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения;
(ij)
% ущерба У лa
(руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию
ее последствий и расследование аварии;
(ij)
% экологического ущерба У экол (руб.).
6.11.4 Расчет составляющих ущерба от аварии на МКП рекомендуется выполнять в
соответствии с порядком, приведенным в 5.11 для МГ (заменяя аббревиатуру «МГ» на «КП»
и слово «газ» на «продукт») с учетом особенностей, изложенных в 6.11.5–6.11.8.
(ij)
6.11.5 При расчете социально%экономического ущерба У с%э при реализации сцена%
риев аварии на МКП из группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме»)
следует использовать только формулы, учитывающие погибших среди персонала или населе%
ния (поскольку принимается, что раненые при таких аварийных сценариях отсутствуют).
Количество погибших определяется в соответствии с 6.9.3–6.9.4.
(ij)
6.11.6 При расчете прямого ущерба производству У пр в результате аварии на МКП в
качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов ГТО следует учитывать сле%
дующие объекты:
а) собственно трубопровод (и соседние с ним нитки при необходимости);
б) площадки линейных задвижек (в том числе на соседних нитках);
в) опоры и провода вдольтрассовой технологической ЛЭП;
г) блок%боксы системы телемеханики;
136
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
д) шкафы ЭХЗ, контрольно%измерительные пункты (колонки);
е) кабели связи;
ж) сооружения и оборудование пунктов замера транспортируемого продукта;
и) задвижки, трубопроводы, а также камеры приема%запуска очистных устройств на
узле подключения НС (при аварии вблизи НС);
к) площадки с аварийным запасом труб, запорной арматуры и соединительных деталей.
(ij)
Порядок расчета У пр приведен в подразделе К.3 приложения К.
(ij)
6.11.7 Экологический ущерб У экол , определяемый как вред, нанесенный компонен%
там природной среды в результате аварии на МКП, исчисляется в денежном эквиваленте в
форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией за причинение указанного
(ij)
вреда. При расчете У экол в результате аварии на МКП следует учитывать:
% загрязнение атмосферного воздуха выбросами паров углеводородов и продуктами их
сгорания;
% выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени пре%
кращения роста деревьев;
% повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара;
% загрязнение почвы жидкими углеводородами;
% загрязнение вод жидкими углеводородами.
(ij)
Порядок расчета У экол приведен в подразделе К.6 приложения К.
Используемые в расчетах ущерба объемы аварийных выбросов из МКП определяются
в соответствии с 6.7.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов, площа%
ди уничтоженного леса определяются в соответствии с 5.10.13, 6.10.7, 6.10.8.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением и загрязнением почв,
площади поврежденных почв определяются в соответствии с 5.10.16, 6.10.7, 6.10.8.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с загрязнением вод, площади загрязнен%
ных вод определяются в соответствии с 6.10.10.
6.11.8 Математическое ожидание ущерба от аварии в m%ой точке трассы МКП (с
линейной координатой хn(m) ) n%го ПОУ с учетом всех расчетных сценариев Сij и средние зна%
чения ущерба в пределах каждого ПОУ, в пределах рассматриваемого МКП, в пределах
ЛПУМГ и в пределах ГТО рассчитываются в полном соответствии с 5.11.12–5.11.15 (при заме%
не в тексте этих пунктов аббревиатуры «МГ» на «МКП»).
137
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 на рис. 5.1) выполняется расчет потенциально%
го, индивидуального, коллективного и социального рисков, характеризующих меру опасно%
сти от возможных аварий на МКП для людей, проживающих или работающих на террито%
риях, прилегающих к ПОУ рассматриваемых МКП. Расчет ведется на основании рассчитан%
ных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 6.4), условных вероятностей реализации
расчетных сценариев аварии (см. 6.6), зон потенциального поражения (см. 6.9) для всей сово%
купности расчетных сценариев аварий на идентифицированных ПОУ (см. 6.3) линейной
части рассматриваемых МКП.
6.12.2 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на МКП следует выполнять в соответствии с 5.12, заменив в тексте подраздела
аббревиатуру «МГ» на «МКП» и исключив формулу (5.63) для упрощенного расчета параме%
тра Hкр, не применимую для МКП.
6.12.3 При учете сценариев группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграцион%
ном режиме») в ходе расчета потенциального риска по формуле (5.67) следует принимать
(ijm)
для каждого такого сценария Pгиб =1, а в качестве значений P(Cij|A) использовать резуль%
таты расчетов условных вероятностей
реализации таких сценариев по формуле (6.2)
раздела 6.6.
6.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 на рис. 5.1) выполняется оценка в денежном
выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с уче%
том рассчитанных ранее удельных частот (λn) возникновения аварий на каждом ПОУ анали%
зируемого МКП (см. 6.4) для каждого уровня производственно%технологической иерархии
ГТО (если КолАР проводится для всех МКП в составе ГТО).
6.13.2 Ожидаемые годовые ущербы (и их составляющие) от возможных аварий на МКП
рассчитываются в полном соответствии с 5.13 при замене в тексте указанного подраздела
аббревиатуры «МГ» на «МКП» с учетом предварительно рассчитанных средних значений
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
ущерба У ПОУ и его составляющих У ПОУ%cэ , У ПОУ%пр , У ПОУ%им.др.л. , У ПОУ%ла , У ПОУ%экол от
аварии на каждом ПОУ каждого рассматриваемого в ходе анализа риска МКП.
138
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
6.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных
конденсатопродуктопроводов. Сравнение показателей риска с уровнями
приемлемого риска
6.14.1 На данном этапе КолАР с целью выполнения требований пунктов 22, 24, 31
Порядка [2] (в части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:
% выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев ава%
рий на анализируемом МКП;
% выделение наиболее опасных участков анализируемого МКП по показателям риска;
% сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими
показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого
риска.
6.14.2 Определение наиболее опасных составляющих МКП и сравнение рассчитанных
показателей риска с уровнями приемлемого риска выполняется в соответствии с 5.14 при
замене в тексте указанного подраздела аббревиатуры «МГ» на «МКП».
6.14.3 Для сценариев группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграционном режи%
ме») при выявлении сценария с максимальной по размерам ЗПП под ЗПП следует понимать
зону 100 % поражения людей, ограниченную концентрацией парового облака Сун = 0,5Снкпв,
а при выявлении сценария с максимальным числом пострадавших под пострадавшими следу%
ет понимать погибших.
7 Анализ риска для площадочных объектов
7.1 Блок$схема анализа риска для площадочных объектов
7.1.1 Блок%схема анализа риска для площадочных объектов приведена на рисунке 7.1.
7.1.2 К площадочным объектам в рамках настоящего стандарта отнесены:
% линейные КС МГ;
% промплощадки ПХГ, каждая из которых включает, как правило, компрессорный(е)
цех(а), установку сепараторов для улавливания углеводородного конденсата, влаги и механи%
ческих примесей, установку осушки с насосной, склад ГСМ с насосной, пункт замера газа,
газопроводы%шлейфы подключения к МГ;
% газораспределительные (газосборные) пункты ПХГ;
% ГРС;
% АГНКС;
% насосные станции МКП.
139
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 7.1 – Блок%схема анализа риска для площадочных объектов
Структура, содержание этапов алгоритма и методический подход к анализу риска для
площадочных объектов определяются следующими особенностями этих объектов:
% высокая производительность указанных объектов и постоянная технологическая
связь этих объектов с МГ, МКП или подводящими газопроводами (а в случае промплощадки
140
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
и газосборных пунктов ПХГ существует также технологическая связь с промысловой сборной
сетью ПХГ) объективно обусловливают в случае аварии выброс в окружающую среду больших
количеств природного газа;
% высокая плотность размещения технологического оборудования, зданий, сооруже%
ний;
% насыщенность площадок электрооборудованием, линиями электроснабжения,
устройствами дистанционного управления и связи, что обусловливает повышенную вероят%
ность воспламенения газа в случае аварии по сравнению с авариями на ЛЧ МГ;
% значительная стоимость установленного оборудования и значительное количество
обслуживающего персонала (за исключением ГРС, газосборных пунктов ПХГ), что предопреде%
ляет значительный ущерб людям и имуществу эксплуатирующей организации в случае аварии,
% прямой контакт значительной части оборудования с природной средой.
7.1.3 При проведении анализа риска в соответствии с приведенной на рисунке 7.1
блок%схемой под аварией на площадочном объекте подразумевается разрыв технологическо%
го трубопровода на полное сечение или разрушение сосуда, аппарата, технологической уста%
новки, ГПА (или компрессорной установки на АГНКС), насоса, включая их трубопроводную
обвязку, сопровождающийся выбросом содержащегося (обращающегося) в этом трубопрово%
де (сосуде, аппарате, ГПА, установке, насосе, трубопроводной обвязке) опасного вещества с
воспламенением или без воспламенения.
7.2 Планирование и организация работ
7.2.1 В состав исходных информационных материалов для выполнения этапа планиро%
вания и организации работ по анализу риска для площадочных объектов входит:
% ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения
КолАР для данного площадочного объекта;
% информация о среднестатистических показателях техногенных происшествий в
регионе расположения площадочного объекта и рекомендуемых для Российской Федерации
уровнях приемлемого риска, приведенных в Декларации Российского научного общества ана%
лиза риска [8].
Последовательность выполнения этапа отражена в 7.2.2–7.2.6.
7.2.2 Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами, указываемы%
ми в ТЗ для площадочных объектов, как правило, являются:
% разработка декларации(й) промышленной безопасности для отдельных действующих
площадочных объектов или всего комплекса площадочных ОПО в составе эксплуатирующей
организации;
141
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% разработка декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в
составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техниче%
ское перевооружение, консервацию и ликвидацию участков ГТС или ее отдельных объектов;
% проведение анализа риска для обоснования основных компоновочных решений для
площадочных объектов на ранних этапах проектирования;
% разработка паспортов безопасности для действующих объектов;
% разработка планов по локализации и ликвидации аварий (ПЛА) для проектируемых и
действующих объектов.
В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ следует определить цели, задачи, глуби%
ну анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с
нижеследующими рекомендациями.
7.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска проводится аналогично изло%
женному в 5.2.3 для линейной части МГ.
7.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Для проведения работ по анализу риска площадочных объектов рекомендуется следую%
щий примерный состав специалистов:
% руководитель работ;
% специалист по технологии основных производственных процессов (очистки, ком%
примирования, охлаждения, редуцирования и т. ) для площадочных объектов;
% специалист по КИПиА объектов;
% специалист по анализу риска ОПО транспорта, хранения и распределения газа и газо%
вого конденсата (рекомендуется наличие квалификации эксперта, осуществляющего экспер%
тизу деклараций промышленной безопасности и документов в части анализа риска маги%
стральных трубопроводов, области аккредитации в Системе аккредитации по промышленной
безопасности – 4.1.5.2; 4.2.5.2);
% инженер%программист;
% оператор ЭВМ.
Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы дол%
жна определяться количеством анализируемых площадочных объектов и опасных составляю%
щих (ОСПО) в их составе и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами
КолАР) глубиной анализа.
7.2.5 Описание анализируемого площадочного объекта и его инфраструктурного окру%
жения следует выполнять на основе анализа и систематизации следующих информационных
материалов и исходных данных:
142
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% общие сведения о заказчике проекта (только для проектируемых объектов) (наимено%
вание, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
% общие сведения о эксплуатирующей (для действующих объектов) организации (наи%
менование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
% технологическая схема объекта с узлом подключения к МГ, МКП, газопроводу%отво%
ду или подводящему газопроводу;
% план объекта с узлом подключения к МГ, МКП, газопроводу%отводу или подводяще%
му газопроводу с трубопроводами%шлейфами и инфраструктурой прилегающей территории
(c населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными препят%
ствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);
% перечень и конструктивно%технологические параметры МГ, МКП или газопровода%
отвода вблизи узла подключения (название, диаметр, давление, категория участка, протяжен%
ность, расстановка линейных кранов, данные по трубам и трубным сталям, изоляционным
покрытиям и др.);
% описание природно%климатических условий района расположения объекта;
% характеристики грунтов (коррозионные, механические, мерзлотные и др.) на площа%
дочном объекте и вблизи него;
% перечень и технико%технологические характеристики оборудования площадочного
объекта;
% технические характеристики системы автоматизации, дистанционного управления и
телемеханики для рассматриваемого объекта;
% перечень отклонений размещения инфраструктурных объектов на прилегающих к
анализируемому объекту территориях от требований нормативных документов по минималь%
ным безопасным расстояниям;
% данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;
% данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;
% перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться источни%
ком ЧС для площадочных объектов;
% численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего персо%
нала по территории производственной площадки объекта;
% данные об имевших место авариях на анализируемом площадочном объекте и анало%
гичных объектах;
% результаты диагностических обследований и данные о проведенном ремонте обору%
дования объекта.
143
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.2.6 Обоснование уровня приемлемого (предельно допустимого) риска.
Требования данного пункта аналогичны требованиям 5.2.6.
7.3 Идентификация опасностей на площадочных объектах
7.3.1 При анализе риска для площадочных объектов в качестве источников опасности
идентифицируются такие ОСПО, как: основные технологические трубопроводы, емкости,
аппараты, ГПА, насосы, технологические установки, транспортирующие или содержащие
основные опасные вещества – природный газ, газовый конденсат, СУГ или другие продукты,
а также трубопроводы, аппараты, установки и емкости вспомогательного производства,
транспортирующие или содержащие турбинное масло, метанол, одорант, газовый конденсат,
дизельное топливо, бензин, керосин и другие ГСМ. Процедура идентификации заключается
в определении опасных свойств и параметров состояния опасных веществ, расчете их коли%
честв для разных ОСПО, перечислении возможных физических проявлений аварий для
ОСПО, определении возможных причин аварий, выделении ОСПО, наиболее опасных для
жизни и здоровья персонала и населения.
7.3.2 Состав информационных материалов для выполнения данного этапа:
% справочные материалы по характеристикам опасных веществ;
% технологическая схема площадочного объекта с указанием всех технологических
линий, в которых обращаются опасные вещества;
% план производственной площадки объекта с прилегающей территорией;
% перечень и конструктивно%технологические параметры трубопроводов, аппаратов,
агрегатов, установок и емкостей, в которых обращаются опасные вещества;
% описание природно%климатических условий района расположения объекта.
Последовательность выполнения этапа отражена в 7.3.3–7.3.7.
7.3.3 Определение и представление опасных свойств всех опасных веществ, обращаю%
щихся на объекте, проводится аналогично 5.3.3.
7.3.4 Расчет количества опасных веществ для площадочных объектов должен обязатель%
но выполняться на стадии ОИ проекта в соответствии с требованиями п. 6.2 СП 11%113%2002
[40], а также – при разработке декларации промышленной безопасности в соответствии с тре%
бованиями соответствующих нормативных документов Ростехнадзора.
В остальных случаях процедура определения количества опасных веществ, как одного
из показателей опасности объекта, является рекомендуемой, но не обязательной.
Расчет следует выполнять отдельно для каждой технологической составляющей объек%
та с последующим суммированием полученных значений. Порядок приближенного расчета
приведен в подразделе Б.2 приложения Б.
144
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.3.5 Перечисление возможных физических проявлений аварии на площадочном
объекте.
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварий на ОСПО, которые определяются, прежде всего, взрыво% и(или) пожароопасностью
природного газа, газового конденсата или другого основного транспортируемого продукта, а
также метанола, турбинного масла, дизельного топлива и др. ГСМ и высокими значениями
давления в соответствующих ОСПО.
Природный газ и газовый конденсат по токсикологическим характеристикам относят%
ся к 4%му классу опасности (слаботоксичные вещества), и по этой причине проявления ава%
рии, связанные с токсическим поражением от этих веществ, не рассматриваются. Опасность
асфиксии на открытом воздухе незначительна. Для ГРС необходимо рассмотреть токсичность
используемых одорирующих средств.
С учетом этого, основными физическими проявлениями аварий и сопровождающими
их поражающими факторами на площадочных объектах являются следующие:
а) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с природным
газом под давлением с выбросом (истечением) и воспламенением газа и образованием струе%
вых пламен или колонного пожара с распространением вблизи места аварии поражающих
факторов: осколков (фрагментов трубы), воздушной волны сжатия, образующейся в началь%
ные моменты истечения сжатого газа в атмосферу, скоростного напора струи газа, прямого
воздействия пламени, теплового излучения от пламени;
б) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с истечением
природного газа в атмосферу, его рассеиванием, образованием зоны загазованности и после%
дующим задержанным воспламенением и дефлаграционным сгоранием газовоздушной
смеси;
в) утечка природного газа внутри производственного помещения с образованием взры%
воопасной газовоздушной смеси, воспламенение смеси и ее взрывное превращение по дефла%
грационному типу с образованием волны сжатия и пожара колонного типа в загроможденном
пространстве;
г) утечка турбинного масла из патрубков масла ГПА, попадание его на горячие поверх%
ности ГПА и возгорание с развитием пожара внутри здания компрессорного цеха или укры%
тия ГПА с переходом в пожар колонного типа;
д) взрыв топливо%воздушной смеси (ТВС) в емкостях с газовым конденсатом, метано%
лом, дизельным топливом, бензином с последующим разливом и воcпламенением горючих
жидкостей и горением в виде пожара разлития с распространением вблизи места аварии пора%
145
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
жающих факторов: осколков емкостей, воздушной волны сжатия, прямого воздействия пла%
мени и теплового излучения от пламени;
е) утечка горючей термодинамически стабильной жидкости (стабильного газового кон%
денсата, дизельного топлива, турбинного масла, бензина, метанола) из емкости, резервуара,
технологического трубопровода с образованием лужи разлития и испарением жидкости с
поверхности разлива; воспламенение взрывопожароопасных паров жидкости (ТВС) от како%
го%либо источника зажигания, находящегося вблизи лужи разлития с возникновением воз%
душной волны сжатия, образующейся при взрывном сгорании смеси, прямого воздействия
пламени при сгорании облака ТВС и теплового излучения от пламени пожара разлития;
ж) утечка термодинамически нестабильной жидкости (газового конденсата, СУГ (на
насосных станциях МКП)) из технологического трубопровода, емкости, резервуара, насоса с
образованием лужи разлития с интенсивным испарением легких фракций с поверхности раз%
лития с образованием, рассеиванием и переносом паров продукта (тяжелее воздуха) вблизи
поверхности земли по направлению ветра; воспламенение взрывопожароопасного облака от
источника зажигания (автомобиля с работающим двигателем, неисправного электрооборудо%
вания или открытого источника огня) как на территории промплощадки, так и вне ее с воз%
никновением воздушной волны сжатия, образующейся при сгорании ТВС, прямого воздей%
ствия пламени при сгорании облака ТВС и от пожара разлития, теплового излучения от пла%
мени пожара разлития;
и) токсическое воздействие одоранта при аварийной разгерметизации емкостей или
трубопроводов с одорантом на ГРС.
Указанные физические проявления аварий на площадочных объектах могут иметь различ%
ные вариации в зависимости от ряда факторов, таких, например, как диаметр газопровода, нали%
чие наземного оборудования, зданий и сооружений вблизи места аварии, расстояние от места раз%
рыва до ближайших запорных (отсечных) устройств, время перекрытия аварийных участков тру%
бопроводов, скорость и направление ветра, срабатывание противопожарных средств.
7.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
7.3.6.1 Причины аварий на подземных газопроводах площадочных объектов в значи%
тельной мере аналогичны причинам аварий для линейной части МГ (см. 5.3.6).
7.3.6.2 Основными факторами, способствующими возникновению аварий на КС МГ,
КС ПХГ, являются:
% наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т. п.,
т.е. мест с усложненной технологией проведения СМР, ухудшенным контролем качества свар%
ных швов, повышенной концентрацией напряжений;
146
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% наличие значительного числа переходов подземных трубопроводов в надземные,
являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации 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 (вибрацион%
ные) нагрузки, особенно со стороны нагнетания;
% повышенная вибрация трубопроводов, а также просадки трубопроводов и опор;
% дефекты изготовления оборудования (в первую очередь фасонных частей и арматуры);
% погрешности монтажа;
% недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное выполне%
ние ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, аппаратов;
% неисправности или отсутствие систем контроля, управления и противоаварийной
защиты;
% неудовлетворительное техническое состояние оборудования, его конструктивные
недостатки, физический и моральный износ;
% недостаточная профессиональная подготовка производственного персонала.
Аварии на установках, аппаратах и агрегатах объектов КС МГ и КС ПХГ происходят,
как правило, по следующим причинам:
% разгерметизация фланцевого соединения на входе (выходе) установки, аппарата или
агрегата;
% разгерметизация корпуса установки, аппарата или агрегата;
% разрушение фундаментных опор под установкой, аппаратом или агрегатом;
% разгерметизация торцовых уплотнений установки, аппарата или агрегата;
% разгерметизация клапанов на трубопроводах обвязок установок, аппаратов и агрегатов;
% порыв маслопровода;
% порыв (трещина) на полное сечение трубопровода выхлопа импульсного или пуско%
вого газа;
% разгерметизация камеры сгорания турбины;
% отказ системы зажигания в камере сгорания турбины;
% самопроизвольное закрытие шарового крана на технологической линии природного газа;
% самопроизвольное закрытие клапанов на газо(масло)проводах управления установок,
аппаратов или агрегатов;
% отказы отсекающей арматуры на технологических коммуникациях;
% коррозия;
147
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% большой износ оборудования при недостаточно качественном диагностическом кон%
троле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности тру%
бопроводов, сосудов, арматуры;
% внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного харак%
тера (теракт);
% нарушения правил технической эксплуатации.
7.3.6.3 Возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию
аварий на ГРС и АГНКС, в основном, те же, что на КС:
% обращение в трубопроводах и аппаратуре взрывоопасного газа высокого и среднего
давления;
% наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей, т.е.
мест с повышенной концентрацией напряжений;
% наличие переходов подземных трубопроводов в надземные, являющихся местами
повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;
% сложная пространственная стержневая конструкция надземных газопроводов;
% заводские дефекты оборудования (арматуры, труб);
% большой износ оборудования ГРС при недостаточно качественном диагностическом
контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности
трубопроводов, емкостей, арматуры;
% ошибки проекта (например, отсутствие обратного клапана на линии аккумуляторов АГНКС);
% нарушение персоналом ПТЭ и ПТБ, ошибки персонала из%за невнимательности или
некомпетентности;
% внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного харак%
тера (теракт).
Вторичными типовыми причинами аварий могут быть неисправности предохрани%
тельных клапанов, регуляторов давления, запорной арматуры, защитной автоматики, образо%
вание гидратов в трубопроводах, неисправности эжекторов в линии заправки расходных
емкостей одоранта.
Кроме того, на АГНКС, в силу специфики их назначения, дополнительными причина%
ми аварий могут быть:
% присутствие на территории посторонних лиц (водителей заправляемых автомобилей),
которые по неосторожности или намеренно могут повредить технологические элементы АГНКС;
% возможные неисправности газобаллонной аппаратуры (например, вентилей баллонов)
заправляемых автомобилей, что может привести к срыву заправочной головки с выбросом газа.
148
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.3.6.4 На подэтапе определения возможных причин аварий при анализе конкретной
ОСПО рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий
применительно именно к этой составляющей объекта с учетом реальных условий эксплуата%
ции и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся ста%
тистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на
аналогичных по конструктивно%технологическим параметрам и условиям эксплуатации
составляющих объекта: трубопроводах, установках, аппаратах, агрегатах.
7.3.7 Предварительная идентификация опасных составляющих площадочных объектов.
Опасные составляющие площадочного объекта, для которых в дальнейшем рассчиты%
ваются показатели риска, выделяются на основе подробного анализа технологической схемы,
генплана, перечня основного технологического оборудования объекта с учетом рассмотрен%
ных в 7.3.5 возможных физических проявлений аварий.
7.3.7.1 На КС МГ и КС ПХГ рекомендуется выделять следующие ОСПО:
% участок МГ вблизи КС со стороны низкого давления;
% участок МГ вблизи КС со стороны высокого давления;
% перемычка на узле подключения с краном № 20;
% крановые узлы на узле подключения;
% входной газопровод%шлейф;
% выходной газопровод%шлейф;
% входной и выходной коллекторы пылеуловителей;
% пылеуловители с трубопроводной обвязкой;
% всасывающий коллектор ГПА;
% нагнетательный коллектор ГПА;
% трубопровод пускового контура;
% ГПА в укрытии или здании КЦ;
% всасывающие трубопроводы в составе надземной обвязки ГПА;
% нагнетательные трубопроводы в составе надземной обвязки ГПА;
% газопроводы пускового контура в составе надземной обвязки ГПА;
% коллекторы АВО газа;
% блок АВО газа с обвязкой;
% установка подготовки топливного, пускового, импульсного газа.
7.3.7.2 На ГРС рекомендуется выделять следующие ОСПО:
% входной газопровод;
% узел переключений;
149
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% узел очистки и подогрева газа;
% узел редуцирования;
% узел дросселирования;
% узел сбора конденсата;
% узел одоризации;
% выходные газопроводы.
7.3.7.3 На АГНКС рекомендуется выделять следующие ОСПО:
% входной трубопровод АГНКС;
% входной сепаратор;
% трубопровод подачи газа в машинный зал (от сепаратора до компрессорной установки);
% компрессорная установка с трубопроводной обвязкой в машинном зале;
% трубопровод надземный от компрессорной установки до аккумуляторов газа;
% трубопровод надземный от аккумуляторов до коллектора газораздаточных колонок;
% газораздаточные колонки.
7.3.7.3 По аналогичным приведенным в 7.3.7.1–7.3.7.3 схемам выделяются ОСПО на
других площадочных объектах.
7.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на площадочных объектах
7.4.1 При определении ожидаемой частоты аварий на площадочных объектах рекомен%
дуется использовать результаты анализа статистической информации ООО «Газпром газна%
дзор» по авариям и отказам на КС МГ, КС ПХГ, ГРС, АГНКС, НС, ГРП.
7.4.1.1 Для действующих КС МГ, КС ПХГ, построенных до 1995 г., в качестве консерва%
тивных оценок удельной частоты аварий (аварийной разгерметизации) различных ОСПО
рекомендуется использовать значения, приведенные в таблице 7.1.
Та б л и ц а 7 . 1 – Рекомендуемые консервативные значения ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих КС МГ и КС ПХГ
постройки до 1995 г.
Наименование ОСПО
Магистральный газопровод на участках, прилегающих к КС
Входной газопровод%шлейф, подземный
Выходной газопровод%шлейф, подземный
Всасывающие коллектор и трубопроводы ГПА, коллектор
и трубопроводы пускового контура, подземные
Нагнетательные коллектор и трубопроводы ГПА, подземные
Всасывающие трубопроводы ГПА, надземные (в том числе внутри
укрытий ГПА)
Трубопроводы пускового контура, надземные
150
Частота аварий,
λТТ, 1/(м · год) или fn, 1/год
3 · λМГ *)
2 · 10%7
4 · 10%7
1/(м · год)
1/(м · год)
6 · 10%7
1/(м · год)
9 · 10%7
1/(м · год)
12 · 10%7
1/(м · год)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 7.1
Наименование ОСПО
Частота аварий,
λТТ, 1/(м · год) или fn, 1/год
Нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные (в том числе внутри
укрытий ГПА)
15 · 10%7
1/(м · год)
Трубопроводы топливного и пускового газа, диаметром менее 219 мм
6 · 10%7
1/(м · год)
Трубопроводы диаметром менее 219 мм
12 · 10%7
1/(м · год)
10%4
ГПА
1·
Пылеуловители
2,5 · 10%5 на сосуд/год
АВО газа
2,5 · 10%5 на блок/год
Крановые узлы, тройники
на агрегат/год
1,5 · 10%5 на элемент/год
2,5 · 10%5 на блок/год
Блок подготовки топливного и пускового газа
*) λМГ – среднее значение удельной частоты аварий на перегоне между КС.
П р и м е ч а н и е – Частота аварий на условно «точечных» ОСПО (ГПА, сепараторах, пылеулови%
телях, АВО газа и др.) включает в себя и частоту аварий на трубопроводной обвязке этих ОСПО.
7.4.1.2 Для действующих ГРС, построенных до 1995 г., в качестве консервативных оце%
нок удельной частоты аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется исполь%
зовать значения, приведенные в таблице 7.2.
Та б л и ц а 7 . 2 – Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих ГРС
Наименование ОСПО
Частота аварий, λТТ,
1/(м · год) или fn, 1/год
2 · λГО *)
Ближайший к ГРС участок подводящего газопровода%отвода
Входной трубопровод ГРС до узла переключения (по ходу газа),
подземный
2 · 10%7
1/(м · год)
Выходной трубопровод ГРС после узла переключения, подземный
2 · 10%7
1/(м · год)
Участок входного трубопровода после узла переключения (по ходу
газа), надземный
Участок выходного трубопровода до узла переключения (по ходу
газа), надземный
Технологические трубопроводы между узлами очистки, подогрева,
редуцирования
Пылеуловители
Крановые узлы, регуляторы давления, тройники, предохранительные
клапаны
9 · 10%7
1/(м · год)
9 · 10%7
1/(м · год)
4 · 10%7
1/(м · год)
2,5 · 10%5 на сосуд/год
1,5 · 10%5 на элемент/год
*)λГО – средняя удельная частота аварий на газопроводе%отводе, к которому подключена ГРС.
П р и м е ч а н и е – В качестве значений удельных частот аварий на внутриплощадочных трубопрово%
дах, емкостях, запорной арматуре ГРП (ГСП) ПХГ и установок очистки газа ПХГ допускается использовать
соответствующие значения частот для технологических трубопроводов, емкостей и арматуры ГРС.
151
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.4.1.3 Для действующих АГНКС в качестве консервативных оценок удельной частоты
аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется использовать значения, приве%
денные в таблице 7.3.
Та б л и ц а 7 . 3 – Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих АГНКС
Наименование ОСПО
Частота аварий, λТТ, 1/(м · год)
или fn, 1/год
Входной газопровод АГНКС, надземный, на площадке АГНКС
3 · 10%7
1/(м · год)
Сепараторы газа
2,5 · 10%5 на сосуд/год
Трубопровод к газоподогревателю
8,8 · 10%7
Газоподогреватели
3 · 10%5 на элемент/год
Трубопровод до аккумуляторов газа ( 68х4 мм, 24,4 МПа )
8,8 · 10%7
1/(м · год)
1/(м · год)
1 · 10%4 на сосуд/год
Аккумуляторы газа
Крановые узлы, раздаточные колонки
1 · 10%5 на элемент/год
Компрессорная установка
1 · 10%4 на элемент/год
7.4.1.4 Для действующих НС МКП, построенных до 1995 г, в качестве консервативных
оценок удельной частоты аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется
использовать значения, приведенные в таблице 7.4.
Та б л и ц а 7 . 4 – Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих НС МКП
Наименование ОСПО
Частота аварий,
λТТ, 1/(м · год)
или fn, 1/год
3 · λМКП *)
Участки МКП, прилегающие к НС
2 · 10%7
1/(м · год)
4·
10%7
1/(м · год)
Горизонтальные фильтры%грязеуловители с трубопроводной обвязкой
2.5 ·
10%5
на фильтр/год
Вертикальные фильтры%грязеуловители с трубопроводной обвязкой
2.5 · 10%5 на фильтр/год
Входной трубопровод%шлейф
Выходной трубопровод%шлейф
Входной коллектор магистральной насосной
Выходной коллектор магистральной насосной
Соединительные трубопроводы между установками (блоками, узлами)
6 · 10%7
1/(м · год)
9·
10%7
1/(м · год)
6·
10%7
1/(м · год)
10%4
Магистральные насосы с трубопроводной обвязкой
1·
Резервуары%сборники продукта
1 · 10%5 на рез%р/год
Узел регулирования давления
на насос/год
1.5 · 10%5 на элемент/год
1.5 · 10%5 на элемент/год
*) λМКП – среднее значение удельной частоты аварий на линейном перегоне между НС.
Узлы запорной арматуры
152
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.4.2. Использование приведенных в 7.4.1 консервативных оценок частот в процедуре
анализа риска рекомендуется в следующих случаях:
% при отсутствии в полном объеме технологической и технической документации по
объекту;
% отсутствии в полном объеме регламентов обслуживания технологических систем КС,
ГРС, АГНКС;
% отсутствии данных по внутритрубной дефектоскопии трубопроводов%шлейфов, кол%
лекторов и технологических обвязок аппаратов и установок;
% нарушениях сроков проведения диагностических и ремонтных работ;
% имеющихся неустраненных замечаниях, касающихся работ по диагностике, ремонту
и техническому обслуживанию, со стороны надзорных органов (организаций).
7.4.3. При безусловном выполнении всех указанных в 7.4.2 требований к организа%
ционно%техническим мероприятиям для площадочных объектов, предусмотренных норма%
тивными документами в области промышленной безопасности, указанные в 7.4.1 значения
ожидаемой удельной частоты аварий следует уменьшать в k раз, где k находится в диапазоне
от 2 до 5 и выбирается с учетом условий эксплуатации объекта, уровня культуры производства,
срока службы применяемого оборудования и показателей его надежности.
7.4.4 Для действующих площадочных объектов, построенных после 1995 г., и проекти%
руемых площадочных объектов приведенные в 7.4.1 значения ожидаемой удельной частоты
аварий следует уменьшать в 10 раз.
7.4.5. Для участка технологического трубопровода абсолютная частота аварий определяет%
ся исходя из длины рассматриваемого участка трубопровода и удельной частоты аварийной раз%
герметизации на единицу длины, значения которой приведены в таблицах 7.1–7.4, по формуле
fТТ = λ ТТ ⋅ LТТ ,
(7.1)
где fTT – ожидаемая частота аварий на рассматриваемом участке технологического трубопро%
1
вода длиной LTT,
;
год
1
;
λTT – ожидаемая удельная частота аварий на технологическом трубопроводе
м ⋅ год
LTT – длина рассматриваемого участка технологического трубопровода, м.
7.4.6. Для условно «точечных» объектов (ГПА, сепараторов, пылеуловителей, АВО газа
и др.) абсолютная частота аварий задается непосредственно из таблиц 7.1–7.4.
7.5 Определение расчетных сценариев аварий на площадочных объектах
7.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок%схемой на рисунке 7.1)
следует определить типовые расчетные сценарии аварий на ОСПО с указанием характерных
для них поражающих факторов.
153
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.5.2 Сценарный анализ для площадочных объектов рекомендуется строить по иерар%
хической схеме, включающей группы Ci сценариев и входящие в них расчетные сценарии Cij.
При формировании сценарных групп и расчетных сценариев рекомендуется учитывать не все
возможные физические проявления аварий на площадочных объектах, перечисленные в 7.3.5,
а наиболее значимые из них, характеризующиеся наиболее масштабными поражающими
факторами с тяжелыми последствиями.
Для обеспечения четкой формализации вероятностных расчетов на дальнейших этапах
расчета риска типовые группы Ci расчетных сценариев должны формироваться отдельно для
каждого из следующих типов ОСПО, идентифицируемых с помощью соответствующих
буквенных шифров:
% участки подземных технологических газопроводов: шифр – «ГП»;
% участки надземных наружных технологических газопроводов, включая наружную
обвязку ГПА на КС, обвязку наружных емкостей и аппаратов и сами емкости под давлением
газа на всех рассматриваемых в стандарте площадочных объектах: шифр – «ГНН»;
% участки надземных внутренних технологических газопроводов, расположенных вну%
три помещений (включая обвязку ГПА внутри укрытий ГПА или зданий компрессорных
цехов, обвязку закрытых блоков подготовки топливного, пускового импульсного газа на пло%
щадках КС, обвязку газотурбинных электростанций, газопроводы внутри блоков редуцирова%
ния ГРС, помещений компрессорных установок АГНКС и т.п.): шифр – «ГНВ»;
% технологические жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных
жидкостей, емкости ГСМ и стабильного газового конденсата, насосное оборудование с трубо%
проводной обвязкой: шифр – «ЖС»;
% технологические трубопроводы, емкостное и насосное оборудование (с трубопроводной
обвязкой) для перекачки и хранения термодинамически нестабильных жидкостей (нестабильно%
го газового конденсата, СУГ) (только на линейных насосных станциях МКП): шифр – «ЖН».
7.5.3 Исходным событием каждого расчетного сценария Cij является событие А, обозна%
чающее аварийную разгерметизацию одного из M элементов (или элементарных участков –
для трубопроводов), на которые для расчетных целей разбивается каждая ОСПО из числа
перечисленных в 7.5.2 и таблицах 7.1–7.4 и находящихся в пределах рассматриваемого площа%
дочного объекта. Для расчетных целей рекомендуется идентифицировать указанные элемен%
ты (элементарные участки) с помощью буквенно%цифрового шифра следующего вида
ПОk – ОСПОn%m,
(7.2)
где ПО – буквенный шифр (аббревиатура) типа площадочного объекта со следующими воз%
можными вариантами: КС, ГРС, ПХГ, АГНКС, НС;
154
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
k – номер площадочного объекта данного типа, условно присваиваемый площадочному
объекту при рассмотрении нескольких площадочных объектов одного типа в рамках выпол%
няемой работы по КолАР;
ОСПО – буквенный шифр (аббревиатура) типа ОСПО на данном площадочном объекте
со следующими возможными вариантами (см. 75.2): ГП, ГНН, ГНВ, ЖС, ЖН;
n – номер, присвоенный конкретной ОСПО на k %oм площадочном объекте;
m – номер элемента (или элементарного участка) рассматриваемой ОСПО.
7.5.4 При рассмотрении аварийных событий на каждом m%ом элементе (элементарном
участке) той или иной n%ой ОСПО сформированная совокупность расчетных сценариев {Cij}
должна представлять собой полную группу несовместных событий, т.е. должно соблюдаться
следующее равенство
I J(i)
∑∑ P (Cij
A) = 1,
(7.3)
i =1 j=1
где I – общее количество сценарных групп для данного типа ОСПО;
J(i) – общее количество расчетных сценариев в i%ой группе,
P(Cij|A) – условная вероятность реализации расчетного сценария при условии возникно%
вения аварии A.
7.5.5 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГП (подземные технологиче%
ские газопроводы) по физическим проявлениям аналогичны 4%м группам сценариев, описан%
ным для линейной части подземных МГ. Эти группы обозначаются Ci(ГП) (где i = 1,2,…I –
номер группы сценариев, I = 4 – общее число групп сценариев для ОСПО типа ГП). Перечень
групп с описанием приведен в таблице 7.5.
7.5.6 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНН (надземные наруж%
ные технологические газопроводы) обозначаются Ci(ГНН) (где i = 1,2,…I – номер группы
сценариев, I = 3 – общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНН) и приведены в
таблице 7.6.
7.5.7 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние
технологические газопроводы) обозначаются Ci(ГНВ) (где i = 1,…I – номер группы сценариев,
I = 2 – общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНВ) и приведены в таблице 7.7.
7.5.8 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ЖС (технологические жид%
костные трубопроводы горючих термодинамически стабильных жидкостей, емкости ГСМ и
стабильного газового конденсата, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой) обоз%
начаются Ci(ЖС) (где i = 1,…I – номер группы сценариев, I = 2 – общее число групп сценариев
для ОСПО типа ЖС) и приведены в таблице 7.8.
155
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 7 . 5 – Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГП (подземные
технологические газопроводы)
Обозначе%
ние и
название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие факторы
Разрыв подземного технологического газопровода →
образование котлована (как правило, в нормальных («твердых»)
грунтах) → образование первичной воздушной волны сжатия
за счет расширения компримированного газа в атмосфере →
разлет осколков трубы и фрагментов грунта → истечение газа
из котлована в виде «колонного» шлейфа → воспламенение
истекающего газа с образованием «столба» пламени в форме,
С (ГП)
близкой к цилиндрической → термическое воздействие пожара
1
«Пожар в на технологическое оборудование, здания и сооружения
котловане площадочного объекта, а также на персонал, оказавшийся вне
(«Пожар
помещений → возможное каскадное развитие аварии при
колонного воздействии поражающих факторов на оборудование под
типа»)
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и
горючие жидкости, с распространением поражающих факторов
за пределы объекта → разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте и, возможно,
имущества 3%х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом
и, возможно, населением) ожогов различной степени тяжести,
а также травм от действия ВВС, осколков
Разлет осколков.
Воздушная волна
сжатия (ВВС).
Прямое воздействие
пламени.
Тепловое излучение от
пламени.
Токсичные продукты
сгорания
Разрыв газопровода → «вырывание» плетей разрушенного
газопровода из грунта на поверхность (как правило, в
«слабонесущих» грунтах) → образование первичной ВВС →
разлет осколков трубы и фрагментов грунта → истечение газа
из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных
струй → воспламенение истекающего газа с образованием двух
струй пламени, горизонтальных или наклонных (вверх) →
прямое и радиационное термическое воздействие пожара на
технологическое оборудование, здания и сооружения
(ГП)
С
2
площадочного объекта, а также на людей, оказавшихся вне
«Струевые
помещений → возможное каскадное развитие аварии при
пламена»
воздействии поражающих факторов на оборудование под
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и
горючие жидкости, с распространением поражающих факторов
за пределы объекта → разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте и, возможно,
имущества 3%х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом
и, возможно, населением) ожогов различной степени тяжести,
а также травм от действия ВВС, осколков
Разлет осколков.
ВВС.
Скоростной напор
струи.
Прямое воздействие
пламени.
Тепловое излучение от
пламени.
Токсичные продукты
сгорания
156
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 7.5
Обозначе%
ние и
название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие факторы
Разрыв газопровода → образование котлована в грунте (как
правило, в нормальных («твердых») грунтах) → образование
ВВС → разлет осколков трубы и фрагментов грунта →
истечение
газа из газопровода в виде колонного
С (ГП)
3
низкоскоростного шлейфа → рассеивание истекающего газа
«Рассеи%
без воспламенения → попадание персонала объекта, зданий,
вание
сооружений, технологического оборудования объекта в зону
низкоско%
барического, осколочного воздействия или газового облака →
ростного
получение персоналом травм и повреждение зданий,
шлейфа
сооружений, оборудования с возможной вторичной
газа»
разгерметизацией оборудования под давлением в результате
воздействия ВВС и осколков; асфиксия персонала объекта при
попадании в газовое облако; загрязнение атмосферы
природным газом
Разлет осколков.
ВВС.
Попадание природного
газа в атмосферу
Разрыв газопровода → вырывание плетей разрушенного
газопровода из грунта на поверхность (как правило, в
«слабонесущих» грунтах) → образование ВВС → разлет
осколков трубы и фрагментов грунта → истечение газа из
газопровода в виде 2%х свободных независимых струй →
рассеивание истекающего газа без воспламенения →
С (ГП)
4
попадание персонала объекта, зданий, сооружений,
«Рассеива%
технологического оборудования объекта в зону барического,
ние двух
осколочного воздействия, скоростного напора струи или
струй газа»
газового облака → получение персоналом травм и повреждение
зданий, сооружений, оборудования с возможной вторичной
разгерметизацией оборудования под давлением в результате
воздействия ВВС, скоростного напора струи и осколков;
асфиксия персонала объекта при попадании в газовое облако
(струю); загрязнение атмосферы природным газом
Разлет осколков.
ВВС.
Скоростной напор
струи.
Попадание природного
газа в атмосферу
7.5.9 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ЖН (технологические трубо%
проводы, емкостное и насосное оборудование с трубопроводной обвязкой для перекачки и
хранения термодинамически нестабильных жидкостей (нестабильного газового конденсата,
СУГ и др.) обозначаются Ci(ЖН) (где i = 1,…I – номер группы сценариев, I = 3 – общее число
групп сценариев для ОСПО типа ЖН) и приведены в таблице 7.9.
7.5.10 Расчетный j%й сценарий Сij i%й группы сценариев для той или иной ОСПО – это
один из вариантов реализации соответствующей типовой последовательности событий из
таблиц 7.5–7.9. Конкретная реализация сценария определяется рядом факторов, влияющих
на интенсивность и характер поступления опасных веществ в атмосферу («функцию источни%
ка»), на особенности распространения опасных веществ или энергии (тепловой радиации,
157
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 7 . 6 – Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГНН (надземные наружные
технологические газопроводы)
Обозначе%
ние и наз%
вание
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Поражающие
факторы
Разрыв надземного наружного технологического газопровода при наличии
вблизи места разрыва преграды (оборудования, сооружения, здания) →
образование ВВС в момент разрыва → разлет фрагментов трубы →
истечение струй газа из концов разорванного газопровода и их
взаимодействие с окружающими преградами, ограничивающими
динамическое распространение струй газа → воспламенение
С (ГНН)
образовавшейся газовоздушной смеси с возникновением в условиях
1
«Пожар загроможденного пространства пожара колонного типа →
колонно% несрабатывание или безуспешная отработка систем пожаротушения →
го типа в
термическое воздействие пожара на технологическое оборудование,
загро%
здания и сооружения площадочного объекта, а также на персонал,
можден%
оказавшийся вне помещений → возможное каскадное развитие аварии
ном про%
при воздействии поражающих факторов на оборудование под давлением,
стран%
емкости и аппараты, содержащие природный газ и горючие жидкости, с
стве»
распространением поражающих факторов за пределы объекта →
разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте и, возможно, имущества 3%х лиц и компонентов природной среды
за пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также
травм от действия ВВС, осколков
Разлет фраг%
ментов трубо%
проводов и
другого техно%
логического
оборудования
под давлени%
ем.
ВВС.
Прямое воз%
действие пла%
мени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты сго%
рания от вто%
ричных пожа%
ров
Разрыв надземного наружного технологического газопровода →
образование ВВС в момент разрыва → разлет фрагментов трубы →
истечение газа из концов разорванного газопровода в виде
высокоскоростных струй → воспламенение истекающего газа с
образованием высокоскоростных струй пламени (факелов) →
несрабатывание или безуспешная отработка систем пожаротушения →
свободная ориентация факелов в горизонтальной плоскости → прямое и
радиационное термическое воздействие пожара на технологическое
оборудование, здания и сооружения площадочного объекта, а также на
людей, оказавшихся вне помещений → возможное каскадное развитие
аварии при воздействии поражающих факторов на оборудование под
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и горючие
жидкости, с распространением поражающих факторов за пределы объекта
→ разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте и, возможно, имущества 3%х лиц и компонентов природной среды
за пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также травм
от действия ВВС, осколков
Разлет фраг%
ментов трубо%
проводов и
другого техно%
логического
оборудования
под давлени%
ем.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Прямое воз%
действие пла%
мени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты сго%
рания
С (ГНН)
2
«Струе
вые пла%
мена»
158
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 7.6
Обозначе%
ние и наз%
вание
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного наружного технологического газопровода →
истечение газа из концов разорванного газопровода в виде
высокоскоростных струй с образованием ВВС в момент разрыва → разлет
С (ГНН)
3
фрагментов трубы → рассеивание истекающего газа без воспламенения →
«Рассе%
попадание персонала объекта, зданий, сооружений, технологического
ивание
оборудования объекта в зону барического, осколочного воздействия,
струй
скоростного напора струи или газового облака → получение персоналом
газа без
травм и повреждение зданий, сооружений, оборудования с возможной
воспла%
вторичной разгерметизацией оборудования под давлением в результате
менения»
воздействия ВВС, скоростного напора струи и осколков; асфиксия
персонала объекта при попадании в газовое облако (струю); загрязнение
атмосферы природным газом
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Попадание
природного
газа в
атмосферу
Та б л и ц а 7 . 7 – Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние
технологические газопроводы)
Обозначе%
ние и
название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного технологического газопровода внутри здания
(помещения, укрытия) → образование ВВС в момент разрыва
трубопровода → разлет фрагментов трубы → истечение струй газа из
концов разорванного газопровода и их взаимодействие с
окружающими преградами (в виде стен и смежного оборудования),
ограничивающими динамическое распространение струй газа →
заполнение здания (укрытия) газовоздушной смесью →
воспламенение смеси со взрывным эффектом → частичное или полное
разрушение здания (помещения, укрытия) и смежного оборудования и
(ГНВ)
С
1
трубопроводов в результате взрывного сгорания ГВС с гибелью людей,
«Пожар
находящихся в здании → возникновение пожара колонного типа в
колонного
условиях загроможденного пространства разрушенного здания
типа в загро%
(помещения, укрытия) → термическое воздействие пожара на
можденном
технологическое оборудование, здания и сооружения площадочного
простран%
объекта, а также на персонал, оказавшийся вне помещений →
стве»
возможное каскадное развитие аварии при воздействии поражающих
факторов на оборудование под давлением, емкости и аппараты,
содержащие природный газ и горючие жидкости, с распространением
поражающих факторов за пределы объекта → разрушение или
повреждение оборудования, зданий и сооружений на объекте и,
возможно, имущества 3%х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также
травм от действия ВВС, осколков
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
159
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы 7.7
Обозначе%
ние и
название
группы
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного технологического газопровода внутри здания
(помещения, укрытия) → образование ВВС в момент разрыва
трубопровода → разлет фрагментов трубы → истечение струй газа из
концов разорванного газопровода и их взаимодействие с
окружающими преградами (в виде стен и смежного оборудования) →
частичное разрушение здания (помещения, укрытия) в части
С (ГНВ)
2
остекления, «легкосбрасываемых» элементов конструкции, смежного
«Рассеива%
технологического оборудования за счет ВВС, скоростного напора
ние газа без струи и осколков → заполнение здания (помещения, укрытия)
воспламене%
газовоздушной смесью и ее истечение в атмосферу без воспламенения
ния»
через образовавшиеся проемы в стенах, кровле с дальнейшим
рассеиванием → попадание персонала, находящегося в здании
(помещении, укрытии) объекта в зону барического, осколочного
воздействия, загазованности, скоростного напора струи → получение
персоналом механических травм, асфиксия персонала, загрязнение
атмосферы природным газом
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Попадание
природного
газа в
атмосферу
Та б л и ц а 7 . 8 – Группы сценариев аварий для ОСПО типа ЖС (технологические
жидкостные трубопроводы горючих стабильных жидкостей, емкости ГСМ и стабильного
газового конденсата, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой)
Обозначение
и название
группы
С (ЖС)
1
«Пожар
разлития»
С (ЖС)
2
«Утечка
горючей
жидкости
без воспла%
менения»
160
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разгерметизация жидкостного трубопровода, емкости или обвязки
насоса с горючей жидкостью → утечка горючей жидкости →
образование лужи (пролива) горючей жидкости → испарение горючей
жидкости → воспламенение паров горючей жидкости от горячей
поверхности или открытого источника огня → отказ системы
пожаротушения или безуспешная отработка системы пожаротушения
→ возникновение и развитие пожара пролива с перерастанием в
пожар колонного типа → термическое воздействие пожара на
смежное оборудование, сооружения, здания площадочного объекта,
а также на персонал объекта → разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте, гибель или получение
людьми ожогов различной степени тяжести
Разгерметизация жидкостного трубопровода, емкости или обвязки
насоса с горючей жидкостью → утечка горючей жидкости →
образование лужи (пролива) горючей жидкости → испарение горючей
жидкости → рассеивание паров жидкости без воспламенения;
ИЛИ
→ воспламенение паров горючей жидкости от горячей поверхности
или открытого источника огня → срабатывание системы
пожаротушения с быстрым тушением очага пожара → рассеивание
паров несгоревшей жидкости; → отравление персонала парами
жидкости (если жидкость характеризуется токсической опасностью)
Поражающие
факторы
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
Токсичное
воздействие
паров
жидкости на
людей.
Загрязнение
атмосферы
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 7 . 9 – Группы сценариев аварий для ОСПО типа ЖН (технологические
трубопроводы, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой для перекачки
и хранения нестабильных жидкостей)
Обозначе%
ние и
название
группы
С (ЖН)
1
«Пожар
разлития»
С (ЖН)
2
«Сгорание
парового
облака в
дефлагра%
ционном
режиме»
С (ЖН)
3
«Утечка
продукта и
рассеивание
парового
облака без
воспламене%
ния»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки
насоса с нестабильным продуктом → утечка продукта → вскипание и
двухфазное истечение струи продукта из трещины или отверстия →
образование лужи (пролива) продукта → интенсивное испарение
(кипение) продукта → воспламенение паров продукта от источника
зажигания до начала масштабного переноса взрывопожароопасного
облака по территории объекта → отказ системы пожаротушения или
безуспешная отработка системы пожаротушения → развитие пожара
пролива с перерастанием в пожар колонного типа → термическое
воздействие пожара на смежное оборудование, сооружения здания
площадочного объекта, а также на персонал объекта → разрушение или
повреждение оборудования, зданий и сооружений на объекте, гибель или
получение людьми ожогов различной степени тяжести
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки
насоса с нестабильным продуктом → утечка (пролив) продукта → вски%
пание и двухфазное истечение струи продукта из трещины или отверстия
→ образование лужи (пролива) продукта → интенсивное испарение
(кипение) продукта → дисперсия в атмосфере и перенос на значительное
расстояние взрывопожароопасного тяжелого парового облака ТВС как
по территории объекта, так и за его пределы вблизи поверхности земли
→ «задержанное» воспламенение парового облака от источника зажига%
ния → сгорание облака паров в дефлаграционном режиме → образова%
ние воздушной волны сжатия в результате сгорания ТВС а также прямое
огневое и радиационное тепловое воздействие на оборудование, соору%
жения, здания людей, оказавшихся в пределах облака или вблизи него →
разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте, гибель или получение людьми ожогов различной степени тяже%
сти → переход пламени на источник утечки продукта и лужу пролива с
возникновением пожара разлития
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки
насоса с нестабильным продуктом → утечка (пролив) продукта →
вскипание и двухфазное истечение струи продукта из трещины или
отверстия → образование лужи (пролива) продукта → интенсивное
испарение (кипение) продукта → дисперсия в атмосфере и перенос
взрывопожароопасного тяжелого парового облака как по территории
объекта, так и за его пределы вблизи поверхности земли без
воспламенения → асфиксия персонала объекта, попавшего в пределы
облака, в результате вытеснения кислорода из воздуха парами продукта
Поражающие
факторы
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение
от пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
Воздушная
волна
сжатия.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение
от пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
Асфиксион%
ное воздей%
ствие паров
продукта на
людей.
Загрязнение
атмосферы
161
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
волн сжатия и др.) в конкретных условиях инфраструктурного окружения, на время и эффек%
тивность локализации аварии на той или иной ОСПО. Указанные «задающие» расчетный сце%
нарий факторы опосредованно или напрямую влияют на конфигурацию и размеры зоны воз%
действия – термического, токсического, барического, механического. Поэтому в конечном
итоге каждый идентифицированный в ходе анализа риска ОСПО расчетный сценарий аварии
будет отличаться от другого в общем случае конфигурацией и размерами зоны опасного воз%
действия доминирующего поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.
Ряд влияющих факторов, которые рекомендуется учитывать при формировании расчет%
ных сценариев, в том числе, и на площадочных объектах, а также общие подходы к формирова%
нию набора расчетных сценариев внутри каждой группы сценариев описаны ранее в 5.5.4; 6.5.4.
Применительно к площадочным объектам важнейшими задающими факторами
(кроме указанных в 5.5.4; 6.5.4), которые в большинстве случаев рекомендуется учитывать
при формировании расчетных сценариев, являются:
% факторы, связанные с адекватностью реагирования диспетчера объекта на аварию;
% 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.
7.5.11 Процедуру формирования расчетных сценариев для каждой заранее выде%
ленной n%й ОСПО рекомендуется выполнять с использованием метода построения дере%
вьев событий (см. 5.5.5). Исходным событием каждого дерева должно быть событие А –
разгерметизация (разрыв) m%го элемента ОСПО, которое (т.е. событие А) может иметь
дальнейшее развитие в рамках определенных в таблицах 7.5–7.9 (в зависимости от типа
рассматриваемой ОСПО) групп сценариев. При этом каждый узел (разветвление) дерева
событий должен отражать «вмешательство» в ход событий одного из учитываемых влия%
ющих («задающих») факторов, указанных в 7.5.10. После учета при построении дерева
всех заранее заданных влияющих факторов получившееся на выходе дерева общее число
конечных ветвей
соответствует общему числу расчетных сценариев аварии на m%м
элементе n%й ОСПО, образующих полную группу несовместных событий (рисунок 7.2).
При выполнении данной процедуры пользователь по своему усмотрению путем зада%
ния влияющих факторов может определить общее количество расчетных сценариев аварии на
m%м элементе n%й ОСПО, но в любом случае оно не должно быть меньше числа I групп сце%
нариев, рекомендуемого в таблицах 7.5–7.9 (т.е. по каждой группе сценариев должно быть
определено не менее одного расчетного сценария).
162
ПИ – прекращение истечения)
Рисунок 7.2 – Пример дерева событий (числа обозначают условные вероятности промежуточных событий, РА –развитие аварии,
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
163
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.5.12 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО КС МГ
и КС ПХГ рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.10.
Для получения консервативной оценки показателей риска КС при формировании рас%
четных сценариев аварий на КС МГ и КС ПХГ рекомендуется принимать, что при разрывах
основных технологических газопроводов, разрушениях емкостей, аппаратов и обвязки ГПА,
расположенных на площадке КС, имеет место:
% срабатывание обратного клапана, установленного на выходе КС и препятствующего
обратному потоку газа из МГ, подключенного со стороны высокого давления КС;
% отказ системы дистанционного управления краном № 7 (на входе КС) на его закры%
тие и развитие аварии с подключенным к КС участком МГ со стороны низкого давления.
7.5.13 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО ГРС
рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.11.
Та б л и ц а 7 . 1 0 – Опасные составляющие КС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Магистральный газопровод на участках, прилегающих к КС
Характерные группы
сценариев аварий
(ГП)
C1
, C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Входной газопровод%шлейф, подземный
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Выходной газопровод%шлейф, подземный
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Всасывающий и нагнетательный коллекторы ГПА, трубопроводы
пускового контура, подземные
Всасывающий и нагнетательный трубопроводы обвязки ГПА,
подземные
Всасывающие и нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные,
вне укрытия ГПА или здания компрессорного цеха;
Трубопроводы пускового контура, надземные, наружные
Всасывающие и нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные,
внутри укрытия ГПА или здания компрессорного цеха
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Трубопроводы топливного и пускового газа, надземные наружные
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Наименование ОСПО
Трубопроводы топливного и пускового газа внутри здания блока
подготовки топливного и пускового газа, укрытия ГПА или здания
компрессорного цеха
Емкости блока подготовки топливного и пускового газа
ГПА
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
Пылеуловители с обвязкой
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
АВО газа с обвязкой
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Крановые узлы, тройники на наружных технологических газопроводах
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Емкости склада ГСМ с обвязкой; емкости и трубопроводы насосной
склада ГСМ
C1(ЖС), C2(ЖС)
Маслопроводы
C1(ЖС), C2(ЖС)
164
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а 7 . 1 1 – Опасные составляющие ГРС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Характерные группы
сценариев аварий
Наименование ОСПО
Ближайший к ГРС участок подводящего газопровода%отвода
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Входной трубопровод ГРС до узла переключения (по ходу газа),
подземный
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Выходной трубопровод ГРС после узла переключения, подземный
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Участок входного трубопровода после узла переключения (по ходу
газа), надземный, наружный
Участок выходного трубопровода до узла переключения (по ходу
газа), надземный, наружный
Технологические трубопроводы между узлами очистки, подогрева,
редуцирования, надземные, наружные
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Пылеуловители с обвязкой
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Технологические трубопроводы внутри блока редуцирования и
других технологических помещений
Краны, регуляторы давления, тройники, предохранительные
клапаны внутри блока редуцирования
Крановые узлы на наружных газопроводах
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
7.5.14 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО АГНКС
рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.12.
Та б л и ц а 7.12 – Опасные составляющие АГНКС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Наименование ОСПО
Участок подводящего газопровода и входной газопровод АГНКС,
подземный
Характерные группы
сценариев аварий
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Входной газопровод АГНКС, надземный, наружный
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Сепараторы газа
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Трубопровод к газоподогревателю, надземный, наружный
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Газоподогреватели
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Компрессорная установка с трубопроводной обвязкой внутри здания
производственно%технологического корпуса
Трубопровод до аккумуляторов газа, подземный
C1(ГНВ), C2(ГНВ)
C1(ГП), C2(ГП), C3(ГП), C4(ГП)
Аккумуляторы газа с наружной обвязкой
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
Крановые узлы, раздаточные колонки
C1(ГНН), C2(ГНН), C3(ГНН)
165
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
7.5.15 При формировании расчетных сценариев аварий на ОСПО НС МКП, транспор%
тирующих стабильные углеводородные жидкости, рекомендуется для всех ОСПО основной
технологической линии задавать сценарии только из групп C1(жс), C2(жс).
7.5.16 При формировании расчетных сценариев аварий на ОСПО НС МКП, транспор%
тирующих термодинамически нестабильные жидкости, рекомендуется для всех ОСПО основ%
ной технологической линии задавать сценарии только из групп C1(жн), C2(жн), C3(жн).
7.5.17 Каждый сценарий, связанный с возникновением пожара колонного типа (из
групп C1(гп), C1(гнн), C1(гнв), C1(жс)), в конечном итоге характеризуется зоной термического,
воздействия (как наиболее значимого по сравнению с осколочным и барическим при этих
видах аварий), представляющей собой в общем случае вытянутый в плане по направлению
ветра эллипс, ограниченной изолинией заданной пороговой плотности теплового потока (см.
5.8; 7.8) и ориентированной в том в том или ином географическом направлении в зависимо%
сти от направления ветра.
Каждый сценарий, связанный с возникновением струевых пламен горящего газа (из
групп C2(гп), C2(гнн)), в конечном итоге характеризуется зоной термического воздействия
«лепесткового» в плане (или 2%«лепесткового») вида, ограниченной изолинией заданной
пороговой плотности теплового потока (см. 5.8; 7.8) и ориентированной по потокам истекаю%
щего из отверстия разгерметизации газа.
Каждый сценарий, связанный с распространением и сгоранием паровых облаков ТВС
(из группы C2(жн) ), в конечном итоге характеризуется зоной негативного термического и
барического воздействия (как правило, представляющей собой в плане вытянутый по напра%
влению ветра эллипс), ограниченной изолинией концентрации паров Сун = 0,5Снкпв (см. 6.8,
7.8) и ориентированной в том в том или ином географическом направлении в зависимости от
направления ветра.
Каждый сценарий, связанный с распространением без воспламенения паровых облаков
ТВС (из группы С3(жн) ), в конечном итоге характеризуется максимальными размерами паро%
вого облака (как правило, представляющего собой в плане вытянутый по направлению ветра
эллипс), ограниченного изолинией концентрации паров С = Снкпв (см. 6.8,7.8) и ориентиро%
ванного в том в том или ином географическом направлении в зависимости от направления
ветра.
7.5.18 При расчетах показателей риска и ожидаемого годового ущерба от аварий на
площадочных объектах (см. 7.12, 7.13) допускается учитывать поражающие эффекты только
от сценариев с горением газа и сгоранием взрывопожароопасных паровых облаков ТВС (т.е.
от сценариев групп C1(гп), C2(гп), C1(гнн), C2(гнн), C1(гнв), C1(жс), C1(жн), C2(жн)), поскольку терми%
166
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ческое (и барическое – в случае взрывного сгорания паровых облаков) воздействия при этих
сценариях по своим масштабам и последствиям значительно превосходят осколочное, бари%
ческое и асфиксионное воздействия, имеющие место при сценариях без мгновенного и задер%
жанного воспламенения с рассеиванием природного газа или паров углеводородной жидко%
сти в атмосфере. Учет при расчетах показателей риска сценариев без воспламенения ограни%
чивается при этом только учетом условных вероятностей их реализации (значения которых на
площадочных объектах, как правило, малы – см. 7.6) для определения (путем вычитания из
1) условных вероятностей реализации основных, «рискогенных», сценариев с горением и
взрывом в полной группе несовместных событий, рассматриваемых на каждом m%ом элемен%
те n%й ОСПО.
Тем не менее, в силу соответствующих требований нормативных документов Ростех%
надзора к содержанию процедуры анализа риска при разработке ДПБ, на промежуточных эта%
пах КолАР для характерных сценариев аварий на площадочных объектах (из числа всех рас%
сматриваемых расчетных сценариев) но, прежде всего, для наиболее вероятных и максималь%
ных по масштабам ущерба сценариев необходимо рассчитывать размеры зон воздействия всех
поражающих факторов, количество пострадавших и ущерб имуществу.
7.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на площадочных объектах
7.6.1 На данном этапе КолАР (этап 3.3 в блок%схеме на рисунке 7.1) следует определить
для каждой рассматриваемой ОСПО на анализируемом площадочном объекте условные веро%
ятности P(Cij|A) реализации каждого расчетного сценария Сij (при условии, что произошла
разгерметизация (разрушение) ОСПО – событие А) из сформированного на предыдущем
этапе набора сценариев {Сij} для каждого m%го элемента ОСПО.
7.6.2 При определении условных вероятностей реализации расчетных сценариев ава%
рий на различных ОСПО рекомендуется базироваться на основных положениях методических
подходов, описанных в 5.6; 6.6, предусматривающих построение деревьев событий. В деревья
событий, кроме основных событий, связанных с разгерметизацией ОСПО, загоранием/неза%
горанием опасного вещества, влиянием на характер (вид) истечения опасного вещества,
метеоусловиями следует включать промежуточные события, связанные:
% со срабатыванием/несрабатыванием Tза , Tза автоматической и дистанционно упра%
вляемой запорной арматуры, расположенной на территории площадочного объекта, что влия%
ет на динамику и продолжительность аварийного истечения опасного вещества в окружаю%
щую среду; при этом соответствующие условные вероятности P (Т за А ) рекомендуется опре%
167
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
делять на основе статистических данных по отказам и паспортных данных по надежности
запорной арматуры, привода арматуры и системы управления приводом;
% со срабатыванием/несрабатыванием Tпжт, Tпжт штатных средств пожаротушения,
аварийной вентиляции, других пассивных и активных средств защиты; при этом соответ%
ствующие условные вероятности P (Т пжт А ) рекомендуется определять на основе имеющих%
ся статистических данных по отказам данного оборудования, а также паспортных данных по
его надежности.
7.6.3 Для подземных технологических газопроводов площадочного объекта при опре%
(гп)
делении условных вероятностей P (Cij А ) реализации расчетных сценариев Сij(гп) аварии
допускается использовать в полном объеме методический подход, описанный в 5.6. При этом
для примыкающих к КС, ГРС, АГНКС участков МГ (или соответственно, газопроводов%отво%
дов, подводящих газопроводов), а также для входного и выходного подземных газопроводов%
шлейфов КС рекомендуется принимать значения условных вероятностей промежуточных
событий, приведенные в таблице 5.7.
Для остальных подземных технологических газопроводов, расположенных в условиях
плотной производственной застройки площадочного объекта с наличием постоянно, перио%
дически или эпизодически действующих источников зажигания, рекомендуется увеличить
приведенные в первой графе таблицы 5.7 значения условной вероятности «мгновенного»
(сразу после разгерметизации) загорания истекающего газа на 30 %.
7.6.4 При рассмотрении аварий на надземных наружных и внутренних трубопроводах,
емкостях, аппаратах, установках условную вероятность «мгновенного» загорания горючего
опасного вещества следует задавать в диапазоне значений 0,8–1,0 в зависимости от плотности
размещения оборудования и/или сооружений, среди которых находится анализируемый тех%
нологический элемент, и близости постоянно, периодически или эпизодически действующих
источников зажигания.
7.6.5 Рекомендуемая формула расчета условной вероятности реализации j%го сценария
с пожаром (из сценарных групп, не связанных с переносом взрывопожароопасного парового
облака и его последующим задержанным воспламенением) на примере аварии из группы сце%
нариев с разгерметизацией надземного наружного газопровода с возникновением и развити%
ем открытого пожара колонного типа в загроможденном пространстве имеет вид
P (C1j(ГНН) A ) = P (B A ) ⋅ P (TЗА A ) ⋅ P (TПЖТ AB )⋅ P (C1(ГНН) AB )⋅ P (u ψϕ),
где P (B A ) – условная вероятность «мгновенного» загорания истекающего газа;
168
(7.4)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
P (TЗА A ) – условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна
изолировать аварийный участок;
P (TПЖТ AB ) – условная вероятность несрабатывания средств пожаротушения;
Р(С1(ГНН)|АВ) – условная вероятность реализации сценарной группы С1(ГНН) при условии,
что произошло загорание истекающего газа. Зависит от степени загроможденности простран%
ства: чем больше степень загроможденности, тем больше вероятность сценариев из группы
С1(ГНН) «Пожар колонного типа в загроможденном пространстве»;
P(uψϕ) – относительная частота повторяемости в году скорости ветра uψϕ в ψ%том диапа%
зоне скоростей и ϕ%ом географическом направлении (общее количество Ψ и размеры диапа%
зонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов – Φ) задаются пользователем ) – (см. 6.6.5.2).
7.6.6. Условную вероятность реализации сценариев аварий, связанных с распростране%
нием по территории взрывопожароопасных тяжелых паровых облаков (ТВС), образовавших%
ся при истечении нестабильных углеводородных жидкостей, с последующим их возгоранием
от какого%либо источника зажигания (т.е. сценариев из группы С2(ЖН)) следует рассчитывать
по следующей рекомендуемой формуле (на примере разгерметизации технологического кон%
денсатопровода%шлейфа на НС МКП)
P (C2j(ЖН) A ) = P (B A ) ⋅ P (G s A ) ⋅ P (TЗА A ) ⋅ P (u ψϕ )⋅ P (Se v )⋅ P ( Сl uψ ⋅ Sev )⋅ P( И AB),
(7.5)
где P (TЗА A ) – условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна
изолировать аварийный участок.
Остальные входящие в формулу (7.5) величины описаны в 6.6.5.1.
7.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов опасных
веществ при авариях на площадочных объектах
7.7.1 На данном этапе КолАР (этап 3.4 в блок%схеме на рисунке 7.1) необходимо опре%
делить интенсивности, объемы или массы (в том числе, массы опасных веществ, непосред%
ственно участвующих в создании поражающих факторов аварии) и продолжительности ава%
рийных выбросов опасных веществ для заданных (в рамках расчетных сценариев аварий)
вариантов нарушений герметичности ОСПО (т.е. размеров отверстий истечения) и вариантов
перекрытия потоков углеводородов запорной арматурой.
7.7.2 Расчет интенсивности G(t) нестационарного истечения продукта при разрыве тех%
нологических трубопроводов (включая трубопроводы обвязки ГПА, магистральных насосов)
следует выполнять, рассматривая отдельно аварийные потоки продукта с интенсивностями
169
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
G1(t) и G2(t) из двух концов разрушенного трубопровода, разделенного разрывом на два ава%
рийных участка: верхний и нижний (относительно точки разрыва трубопровода по доаварий%
ному потоку продукта: верхний – с более высоким начальным давлением, нижний – с более
низким начальным давлением).
При рассмотрении случаев разгерметизации аппаратов, емкостей рассчитывается
интенсивность истечения G(t) из образовавшегося единственного отверстия разрыва.
При этом в качестве основных влияющих на интенсивность истечения параметров сле%
дует учитывать: диаметр отверстия истечения; фактическое доаварийное давление продукта в
месте разгерметизации; местоположение аварийного элемента ОСПО в общей технологиче%
ской схеме; время, требуемое для закрытия кранов (задвижек) либо в автоматическом режиме
(минимальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления
(время закрытия зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера),
либо с участием персонала объекта вручную по месту расположения кранов или задвижек
(время отсечения в данном случае в основном определяется временем прибытия персонала к
местам расположения запорной арматуры).
Интенсивность истечения продукта рекомендуется рассчитывать по методикам, при%
веденным в приложениях Г (подраздел Г.3), Д. При этом на ОСПО с обращением сжатого газа
следует рассматривать разгерметизацию «на полное сечение», а на ОСПО с обращением жид%
ких углеводородов задавать ряд отверстий разгерметизации разных размеров.
При расчетах интенсивности истечения продукта при авариях на КС МГ, КС ПХГ, НС
МКП в качестве одного из основных вариантов перекрытия запорной арматуры при аварии на
основных технологических ОСПО рекомендуется рассматривать закрытие (в течение первых
30 с после аварийной разгерметизации) обратного клапана на выходном трубопроводе%шлей%
фе и отказ закрытия входного(ой) крана(задвижки) на входном трубопроводе%шлейфе.
7.7.3 При расчете объема (массы) выброшенного при аварии транспортируемого про%
дукта дополнительно к перечисленным в 7.7.2 параметрам следует учитывать продолжитель%
ность идентификации факта аварии на диспетчерских пунктах управления технологическим
режимом объекта.
7.7.4 При определении количества Мав выброшенного продукта учитывается вся масса
продукта, которая может попасть в окружающую среду через отверстие разгерметизации за
время, необходимое по технологическому регламенту на локализацию и ликвидацию аварии.
При отсутствии в технологическом регламенте указанного значения времени его необходимо
оценить, рассматривая три вида оценок: оптимистическую (автоматическое закрытие кра%
нов), среднюю (закрытие крана диспетчером с учетом времени на идентификацию аварии) и
170
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
пессимистическую (ручное закрытие кранов). Интенсивность истечения продукта в течение
заданного времени локализации аварии рекомендуется рассчитывать по методикам, приве%
денным в приложениях Г, Д.
7.7.5 Количества Мпф опасных веществ, участвующие в создании поражающих факто%
ров аварии на площадочных объектах, зависят от вида поражающего фактора.
7.7.5.1 Количество природного газа, участвующее в формировании зон действия воз%
душной волны сжатия Мпф%ввс и осколочного воздействия Мпф%оск определяется:
% для технологических газопроводов – массой газа, заключенной в пределах длины раз%
рушенного участка трубопровода (см. таблицу 5.8, где приведены рекомендуемые расчетные
значения длины разрывов трубопроводов разных диаметров);
% емкостного оборудования – массой газа в объеме внутренней полости резервуара,
емкости, аппарата.
7.7.5.2 Количество опасного вещества, участвующее в создании тепловой радиации
пожара Мпф%т, в каждый данный момент времени определяется интенсивностью горения
(кг/c) газообразных продуктов, либо выбрасываемых из отверстия разгерметизации, либо
поступающих в зону горения с поверхности пролива. При этом для потенциальных реципи%
ентов наиболее критично воздействие пламени и тепловой радиации в течение первых минут
после разрыва, поскольку наибольшие масштабы поражающего теплового воздействия имеют
место именно на этом временном отрезке.
7.7.5.3 Количество газообразных продуктов в облаке ТВС взрывопожароопасной кон%
центрации, участвующих в создании термического и барического поражающих факторов при
взрывном сгорании облака, следует определять с учетом времени распространения облака,
массы поступившего в него газообразного и в виде мелкодисперсного аэрозоля продукта,
атмосферных условий, вида и рельефа подстилающей поверхности и ряда других факторов.
Учитывая сложность процесса дисперсии и распространения облака ТВС, соответствующие
расчеты рекомендуется проводить по специализированным методикам, например, ТОКСИ%3
(см. подраздел 6.7, а также Ж.7 приложения Ж).
7.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на площадочных объектах
7.8.1 На данном этапе КолАР (этапе 3.5 в блок%схеме на рисунке 7.1) необходимо опре%
делить для каждого расчетного сценария Сij аварии распределение в пространстве основных
физических характеристик (размеров зон негативного воздействия) характерных для данного
сценария следующих поражающих факторов аварии:
% прямого огневого действия и тепловой радиации при горении природного газа;
171
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% осколков разрушенной ОСПО (трубопровода, емкости, аппарата или другого техно%
логического оборудования);
% воздушной волны сжатия, образующейся при разрушении ОСПО;
% воздушной волны сжатия, образующейся при сгорании облака ТВС;
% прямого огневого воздействия при сгорании облака ТВС;
% продуктов сгорания облака ТВС;
% загазованности;
% тепловой радиации от пожара разлития.
П р и м е ч а н и е – На основном этапе КолАР, т.е. при расчете потенциального, индиви%
дуального, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового ущерба, рекомендуется учиты%
вать только термические эффекты от пожара (струевого и колонного типов) и термобарические эффек%
ты от распространения дефлаграционного фронта пламени по облаку ТВС, как значительно превали%
рующие по поражающему воздействию над осколочными, барическими (от расширения газа при раз%
рыве ОСПО со сжатым газом) воздействиями и загазованностью.
7.8.2 Расчет пространственных распределений характеристик разлета осколков и воз%
душной волны сжатия при разгерметизации технологических газопроводов и емкостей со
сжатым газом следует выполнять с учетом рекомендаций, приведенных в 5.8.2; 5.8.3; 5.8.4 с
использованием методик, изложенных в подразделах Ж.1–Ж.4 приложения Ж.
7.8.3 Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового
облучения от пожаров (струевых и колонного типа), возникающих на площадочных объектах
при аварийных истечениях природного газа, следует выполнять с учетом рекомендаций, при%
веденных в 5.8.6, с использованием методик, изложенных подразделе Е.4 приложения Е и в
подразделе Ж.5 приложения Ж.
7.8.4 Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового
облучения от пожаров разлития, возникающих на площадочных объектах при аварийных
истечениях жидких углеводородов, следует выполнять в соответствии с рекомендациями,
приведенными в 6.8.2, с использованием методик, изложенных в подразделах Ж.5; Ж.6 при%
ложения Ж (с учетом подразделов Е.2, Е.3 приложения Е).
7.8.5 При расчете пространственных распределений концентрации паров облака ТВС
необходимо следовать рекомендациям, приведенным в 5.8.5 и 6.8.3, использовать методиче%
ские указания, данные в Ж.7 (приложение Ж) и опирающиеся на методику [24].
7.8.6 При расчете пространственных распределений характеристик волн сжатия и про%
дуктов дефлаграционного сгорания облака ТВС следует принимать гипотезу, что волны сжа%
тия, продукты сгорания и тепловое воздействие с параметрами, достаточными для нанесения
ущерба оборудованию, зданиям и сооружениям, а также гибели и ранения людей, не выходят
172
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
за пределы облака ТВС, ограниченного изолинией концентрации паров продукта, равной
половине НКПВ (Сун = 0,5 · Снкпв).
7.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на площадочных объектах
7.9.1 На данном этапе КоЛАР (этап 3.6 в блок%схеме на рисунке 7.1) следует определить
для каждого расчетного сценария Сij аварии на каждой выделенной ОСПО (или, как минимум,
для наиболее вероятного и наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев) раз%
меры ЗПП от расчетных поражающих факторов и ожидаемые количества погибших и раненых
среди персонала площадочного объекта и населения (если ЗПП выходят за пределы объекта).
7.9.2 В качестве единого целевого уровня поражения человека (единого критерия пора%
жения) от любых поражающих факторов аварии на площадочном объекте при расчетах ЗПП
устанавливается летальный исход (гибель человека).
7.9.3 Расчет размеров ЗПП, условных вероятностей поражения и ожидаемого количе%
ства погибших и раненых от аварий на площадочных объектах для сценариев из групп, опи%
санных в 7.5, следует выполнять в соответствии с рекомендациями 5.9.3–5.9.10 и 7.9.4–7.9.5.
7.9.4 При дефлаграционном сгорании облака ТВС внешняя граница зоны 100 % потен%
циального поражения совпадает с изолинией концентрации паров облака Сун = 0,5 · Снкпв.
То есть все люди, оказавшиеся в момент сгорания облака ТВС на территории, ограниченной
указанной изолинией, считаются погибшими.
7.9.5 Расчет числа пострадавших среди персонала площадочного объекта проводится
исходя из пространственно%временного распределения персонала по территории объекта,
полученного на основе данных о численности работников, работающих в дневную и ночную
смены, и данных об обязанностях персонала в разрезе рабочего дня с учетом нахождения
людей внутри или вне помещений.
7.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на площадочных объектах
7.10.1 На данном этапе КолАР (этап 3.7 в блок%схеме на рисунке 7.1) для каждого при%
нятого для анализа расчетного сценария Сij аварии на том или ином элементе ОСПО (из числа
перечисленных в 7.3.7) (или, как минимум, для наиболее вероятного и наиболее масштабно%
го по негативному воздействию сценариев) определяются возможные количества (в натураль%
ном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов), уничто%
женных и поврежденных в результате аварии на площадочном объекте:
% зданий и сооружений как на территории площадочного объекта, так и на прилегаю%
щих территориях;
173
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% технологического оборудования площадочного объекта, и смежных с ним объектов;
% автотранспортных средств на переходах ближайших к площадочному объекту участ%
ков МГ, МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах
и на автостоянках;
% автодорожного полотна и объектов обустройства дорог, инженерных коммуникаций
на объекте и за его пределами;
% близрасположенных лесных угодий;
% близрасположенных сельскохозяйственных культур;
% почв.
Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы и почв определяются объе%
мы выбросов загрязняющих веществ – природного газа, жидких углеводородов и продуктов
их сгорания при возникновении пожара.
7.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, прямое воздействие пожаров (в том числе, фронта горения облака ТВС), тепло%
вая радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов на почву. Для сценариев аварий
с пожарами (включая дефлаграционное сгорание облака ТВС) при расчетах количеств унич%
тоженных и поврежденных элементов имущественного комплекса и компонентов природной
среды учитываются только тепловые воздействия (прямое огневое и радиационное).
7.10.3 При оценке негативного воздействия поражающих факторов аварии на элемен%
ты имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются требования
5.10.3 относительно применения дозовых и характеристических критериев различных пора%
жающих воздействий.
При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражающих
воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения
имущественных и природных компонентов на и вблизи площадочного объекта должно
быть определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или унич%
тоженных компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего фак%
тора в рамках рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты –
здания, сооружения, транспортные средства и т.п.) или площадью (га) (если объекты –
лесные угодья, сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов
России и т.п. ).
Итоговое для каждого рассматриваемого сценария Сij аварии на каждом выделенном
элементе аварийной ОСПО количество уничтоженных (Nу) (или поврежденных (Nп) объек%
174
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
тов каждого вида, предназначенное к дальнейшему использованию при расчете ущерба в сто%
имостном выражении, определяется по формулам 5.44 и 5.45.
7.10.4 Рекомендуемый порядок определения количества уничтоженных и поврежден%
ных стационарных объектов в результате воздействия волн сжатия приведен в 5.10.5; 5.10.9.
7.10.5 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в резуль%
тате воздействия на них осколков приведен в 5.10.6 – 5.10.7, 5.10.9.
7.10.6 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке как стационарных объектов,
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате прямого
воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.8 и 5.10.9.
7.10.7 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежден%
ных движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе через автодорогу
трубопровода%шлейфа КС или НС, смежного с КС или НС участка МГ или МКП, подводя%
щего трубопровода к ГРС, АГНКС при воздействии заданного поражающего фактора приве%
ден в 5.10.10. При этом для сценариев аварий из группы С2 («Взрывное сгорание парового
облака в дефлаграционном режиме») степень повреждения транспортных средств принимает%
ся равной 1 (kповр = 1).
7.10.8 Рекомендуемый порядок определения по дозовому критерию перечня и коли%
честв уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических кон%
струкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной
нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.12.
7.10.9 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию пло%
щадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и сельхоз%
культур от пожара приведен в 5.10.13–5.10.16.
7.10.10 Рекомендуемый порядок определения уничтоженного и поврежденного иму%
щества и компонентов природной среды в результате взрывного сгорания парового облака в
дефлаграционном режиме приведен в 6.10.
7.10.11 Площадь загрязнения почв в результате разлива жидких углеводородов реко%
мендуется определять по методике расчета размеров лужи при проливе жидкости, приведен%
ной в подразделе Е.2 приложения Е.
7.11 Расчет ущерба от аварий на площадочных объектах
7.11.1 На данном этапе КолАР (этап 3.8 в блок%схеме на рисунке 7.1) выполняется
оценка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария
175
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Сij аварии на элементах выделенных опасных составляющих площадочного объекта и на этой
основе – математическое ожидание ущерба от аварии на каждом данном элементе рассматри%
ваемой ОСПО, средние значения для каждой ОСПО и для объекта в целом. При этом исполь%
зуются полученные на предыдущих этапах КолАР (см. 7.9; 7.10) результаты расчета ущербов
в натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденно%
го) имущества и природных компонентов).
7.11.2 Оценка ущерба от аварии на площадочном объекте производится в соответствии с
общей Методикой расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом
ряда изложенных в 7.11.3–7.11.13 положений, отражающих специфику площадочных объектов.
(ij)
7.11.3 Ущерб У a при реализации сценария Сij аварии на той или иной ОСПО склады%
вается из следующих основных составляющих:
(ij)
% социально%экономического ущерба У с%э (руб.), обусловленного гибелью и травма%
тизмом персонала площадочного объекта, а также населения на прилегающих к объекту тер%
риториях;
(ij)
% прямого ущерба производству У пр (руб.), обусловленного разрушением и поврежде%
нием зданий и сооружений, технологического оборудования, транспортных средств и потеря%
ми газа, газового конденсата, СУГ, других продуктов, обращающихся на объекте;
(ij)
% ущерба У им.др.л (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения (толь%
ко для площадочных объектов, зоны негативного воздействия от аварий на которых выходят
за пределы территории объекта и для которых имеют место нарушения требований СНиП в
части минимальных безопасных расстояний до имущественных объектов 3%х лиц);
(ij)
% ущерба У ла
(руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию
ее последствий и расследование аварии;
(ij)
% экологического ущерба У экол (руб.).
7.11.4 При расчете составляющих ущерба в полной мере применяются положения
5.11.4; 5.11.5; 5.11.6.
(ij)
(ij)
7.11.5 При расчете социально%экономического ущерба У с%э (порядок расчета У с%э
приведен в подразделе К.2 приложения К) в качестве значений числа погибших (Nперс%г, Nдл%г)
и травмированных (Nперс%р, Nдл%р) среди персонала площадочного объекта и населения, фигу%
рирующих в формулах (К3), (К4), (К6) – (К8) (приложение К), следует использовать соответ%
ствующие количества погибших и раненых среди работников дневной (наибольшей) смены и
населения, полученные на этапе 3.6 КолАР по рекомендациям 7.9.
(ij)
7.11.6 При расчете прямого ущерба производству У пр в результате аварии на площа%
дочном объекте в качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов эксплуа%
176
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
тирующей организации следует учитывать здания, сооружения и технологическое оборудова%
ние, расположенные на территории площадочного объекта, включая перечисленные в 7.3.7
ОСПО с входящими в них технологическими элементами.
(ij)
Порядок расчета У пр приведен в подразделе K.3 приложения К.
(ij)
7.11.7 При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам ( У им.др.л ) в
результате аварии на площадочном объекте в качестве потенциально уничтожаемого (повреж%
даемого) имущества других (третьих) лиц следует учитывать следующие объекты, располо%
женные с нарушением требований СНиП 2.05.06%85* [21] в части минимальных безопасных
расстояний:
% жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных
пунктов, коттеджных поселков;
% дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;
% здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;
% автотранспортные средства на переходах ближайших к площадочному объекту участ%
ков МГ, МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах
и на автостоянках; автодорожное полотно;
% сторонние трубопроводы, ЛЭП, кабели вблизи площадочного объекта;
% сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи площадочного объекта.
(ij)
Порядок расчета У им.др.л приведен в подразделе К.4 (приложение К).
(ij)
7.11.8 Затраты У ла
на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследо%
вание аварии рекомендуется определять в соответствии с 5.11.10.
(ij)
7.11.9 При расчете экологического ущерба У экол в результате аварий на площадочных
объектах следует учитывать:
% загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа, продуктами сгорания
природного газа, газового конденсата, СУГ;
% выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени пре%
кращения роста деревьев;
% повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от
пожара;
% повреждение плодородного слоя почвы в результате загрязнения жидкими углеводо%
родами.
(ij)
Порядок расчета У экол приведен в подразделе К.6 (приложение К).
Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных выбро%
сов опасных веществ определяются в соответствии с 7.7.
177
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов, площа%
ди уничтоженного леса определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.13.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением почв тепловой радиаци%
ей, площади поврежденных почв определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.16.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с загрязнением почв жидкими углеводо%
родами, площади загрязненных почв определяются в соответствии с подразделом Е.2 прило%
жения Е.
7.11.10 Расчет рассмотренных в 7.11.5–7.11.9 составляющих ущерба проводится для
всех расчетных сценариев аварий на выделенных по рекомендациям 7.3.7 опасных составляю%
щих рассматриваемого площадочного объекта.
7.11.11 Математическое ожидание ущерба от аварии на m%ом элементе n%й ОСПО с
учетом всех расчетных сценариев Сij аварии в этой точке, образующих полную группу собы%
тий, рассчитывается по формуле
I
J
У а(mn) = ∑∑ У а(ij) ⋅P (mn) (Cij ),
(7.6)
i =1 j=1
где У а(ij) – полный ущерб при реализации сценария Сij аварии на m%ом элементе n%й ОСПО;
P (mn) (Cij ) – условная вероятность реализации сценария Сij на m%ом элементе n%й ОСПО.
Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально%экономического
(mn)
(mn)
ущерба У c%э
, прямого производственного ущерба У пр , ущерба имуществу других лиц
(mn)
(mn)
, затрат на ликвидацию и расследование аварии У ла
, экологического ущерба
У им.др.л.
(mn)
У экол
от аварии на m%ом элементе n%й ОСПО рассчитываются по формулам, аналогичным
формуле (7.6) при подстановке в нее вместо У a(ij) значений соответствующих составляющих
(ij)
(ij)
(ij)
(ij)
(ij)
ущерба У c%э , У пр , У им.др.л. , У ла , У экол , рассчитанных для каждого сценария Сij.
7.11.12 Среднее значение ущерба от возможных аварий в пределах всей n%й ОСПО рас%
считывается по формуле
(n)
=
У ОСПО
1
М
М
∑ У а(mn) ,
m =1
(7.7)
где У а(mn) – математическое ожидание ущерба от аварии на m%ом элементе n%й ОСПО;
M – общее число элементов данной ОСПО, на которых моделируются аварии.
Средние по n%й ОСПО значения отдельных составляющих ущерба (т.е. социально%эко%
(n)
(n)
номического ущерба У оспо%сэ , прямого производственного ущерба У оспо%пр
, ущерба имуще%
(n)
(n)
ству других лиц У оспо%им.др.л
, затрат на ликвидацию и расследование аварии У оспо%ла , эколо%
(n)
гического ущерба У оспо%экол
) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (7.7) при
178
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(mn)
подстановке в нее вместо У a(mn) значений соответствующих составляющих ущерба У c%э ,
(mn)
(mn)
(mn)
(mn)
У пр
, У им.др.л , У ла , У экол , рассчитанных для каждого m%го элемента n%й ОСПО.
7.11.13 Среднее значение ущерба в пределах рассматриваемого площадочного объекта
рассчитывается по формуле
Σ
=
У ПО
1
N
N
(n)
,
∑ У ОСПО
n =1
(7.8)
(n)
где У ОСПО – среднее по n%й ОСПО значение ущерба;
N – общее количество ОСПО на рассматриваемом площадочном объекте.
Средние по рассматриваемому площадочному объекту значения отдельных составляю%
Σ
щих ущерба (т.е. социально%экономического ущерба У ПО%сэ , прямого производственного
Σ
Σ
ущерба У ПО%пр , ущерба имуществу других лиц У ПО%им.др.л , затрат на ликвидацию и рассле%
Σ
Σ
дование аварии У ПО%ла , экологического ущерба У ПО%экол
) рассчитываются по формулам,
(n)
аналогичным формуле (7.8) при подстановке в нее вместо У ОСПО значений соответствующих
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
составляющих ущерба У ОСПО%cэ , У ОСПО%пр
, У ОСПО%им.др.л , У ОСПО%ла , У ОСПО%экол
, рассчи%
танных для каждой n%й ОСПО.
7.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на площадочных объектах
7.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 в блок%схеме на рисунке 7.1) выполняется
расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характе%
ризующих меру опасности от возможных аварий на площадочном объекте для персонала
объекта, а также для населения на прилегающих к объекту территориях. Расчет ведется на
основании рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 7.4), условных
вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (см. 7.6), зон потенциального пора%
жения (см. 7.9) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицирован%
ных ОСПО (см. 7.3; 7.5).
7.12.2 Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков должны проводиться с помощью специально разработанных компьютерных программ
по алгоритмам, изложенным в 7.12.3 – 7.12.7 .
7.12.3 Расчет потенциального риска Rpot(x,y) в точках территории, прилегающей к
опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.
7.12.3.1 На плане территории, включающей площадочный объект и прилегающую
местность, определяется прямоугольная (в плане) расчетная область (сетка), в узлах которой
требуется определить значения потенциального риска (рисунок 7.3).
179
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок 7.3 – План территории площадочного объекта с расчетной областью
Характерные размеры расчетной области: Нх в направлении «запад%восток» и Ну – в
направлении «юг%север» рассчитываются по формулам
H x = H пл%x + 2 ⋅ H кр ,
(7.9)
H y = H пл%y + 2 ⋅ H кр ,
(7.10)
где Нпл%х, Нпл%у – размеры (соответственно, длина – в направлении «запад%восток» и ширина –
в направлении «юг%север») площадочного объекта, представляемого (в плане) в виде прямоу%
гольника, включающего все выделенные ОСПО, м;
Нкр – дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего факто%
ра максимальной аварии, км. Указанный параметр, как правило, представляет собой расстоя%
ние от точки разрыва наиболее опасной ОСПО (как правило, трубопровода с наибольшим
диаметром и давлением) до внешней границы зоны потенциального теплового поражения (от
пожара на ОСПО), соответствующей 1 % поражению незащищенного человека, т.е. опреде%
ляется по результатам соответствующих расчетов ЗПП, описанных в 7.9.
180
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Альтернативно (в упрощенном варианте) для объектов с обращением сжатого газа ука%
занный параметр Нкр может быть рассчитан по формуле
H кр = 0,5 ⋅
Pраб
⋅
Ду
10 1400
,
(7.11)
где Рраб – проектное давление газопровода с максимальным диаметром и максимальным про%
ектным давлением из числа всех газопроводов площадочного объекта, МПа;
Ду – условный диаметр указанного газопровода, мм.
7.12.3.2. Определяется характерный размер квадратных вычислительных ячеек (т.е.
сторона квадрата ΔL, м), на которые разбивается расчетная область, по формуле
ΔL =
H
,
NH
(7.12)
где Н = min(Hx, Hy) – меньший из 2%х размеров расчетной области, м;
NH – количество ячеек, заданное на меньшей стороне расчетной области. Рекомендуемые
значения NH, обеспечивающие достаточную точность вычислений, выбираются из диапазона
100÷150.
7.12.3.3 Производится выделение (идентификация) ОСПО (общим количеством N) на
площадочном объекте. При этом в качестве ОСПО рекомендуется выделять типовые техноло%
гические блоки и участки технологических трубопроводов между ними (см. 7.3), в пределах
каждого из которых следует ожидать возникновения аварий, протекающих по однотипным
сценариям.
7.12.3.4 Выполняется разбиение каждой n%ой ОСПО на элементы.
При этом линейные ОСПО, т.е. участки трубопроводов разбиваются каждый на
элементарные отрезки с длинами ΔL, равными характерному размеру ячейки расчетной обла%
сти. Число получаемых элементарных отрезков в пределах n%й линейной ОСПО (участка тру%
бопровода) определяется как
M = LТТ%n / ΔL,
(7.13)
где LTT%n – длина участка технологического трубопровода, м.
ОСПО, представляющие собой отдельно стоящие аппараты, емкости, установки, агре%
гаты, рекомендуется считать состоящими из одного элемента и отождествлять с одной вычи%
слительной ячейкой с центром, совпадающим с геометрическим центром ОСПО (таким обра%
зом идентифицируются условно «точечные» ОСПО).
7.12.3.5 Определяются ожидаемые частоты аварий на элементах ОСПО.
181
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Для элементарных отрезков (c длинами ΔL) технологических трубопроводов ожидае%
мая частота аварий (аварий/год) рассчитывается по формуле
fΔL = λ ТТ%n ⋅ ΔL,
(7.14)
где λTT%n – удельная частота аварий на рассматриваемом технологическом трубопроводе (см.
7.4).
Для условно «точечных» типовых ОСПО в составе типовых площадочных объектов
ожидаемые частоты аварий приведены в 7.4.
7.12.3.6. Принимается, что на каждом элементарном отрезке (условно в середине
отрезка с линейной координатой xn(m) (m = 1,2,..M)) линейной ОСПО (трубопровода) или в
центре условно «точечной» ОСПО возможно возникновение аварии (событие А) с определен%
ными в 7.5 расчетными сценариями {Cij}, образующими полную группу событий в каждой
точке xn(m), с условными вероятностями реализации каждого расчетного сценария P(Cij|A)
(см. 7.6.). При этом наборы сценариев с соответствующими условными вероятностями их реа%
лизации на каждом элементарном отрезке (в каждой точке xn(m)) рекомендуется принимать
одинаковыми для всех элементарных отрезков ΔL в пределах рассматриваемой ОСПО.
7.12.3.7 Определяются места размещения персонала площадочного объекта и населе%
ния в расчетной области с учетом данных о кадровом составе и функциональных обязанно%
стях персонала, генерального плана объекта, картографических и статистических данных о
распределении населения вблизи площадочного объекта. Оформление плана размещения
людей следует выполнять по аналогии с изложенным в 5.12.3.7.
7.12.3.8. Определяются территориальные распределения условных вероятностей пора%
жения (ЗПП – см. 7.9) от аварий на каждой (n%й) ОСПО, т.е. в каждом узле E(x,y) расчетной
сетки в соответствии с алгоритмами, изложенными в 7.9, рассчитываются условные вероят%
(ijm)
ности Pгиб ( x, y ) (i – номер группы сценариев, j – номер сценария в группе, m – номер
элементарного отрезка) гибели людей без учета защитного действия каких%либо укрытий при
каждом сценарии аварии путем последовательного моделирования единичных аварий на каж%
дом элементарном отрезке ΔL (в каждой точке xn(m)) с одинаковым набором расчетных сцена%
риев {Cij}. В итоге для каждой точки E(x,y) расчетной области должно получиться (при упро%
щающем допущении, что каждая группа сценариев состоит из одинакового количества J сце%
(ijm)
нариев) М · I · J значений Pгиб ( x, y ), соответствующих авариям в М точках xn(m) на рассматри%
(ijm)
ваемой n%й линейной ОСПО, или I · J значений Pгиб ( x, y ), если рассматривается условно
«точечная» ОСПО.
7.12.3.9. В каждом узле расчетной области определяются значения потенциального
риска от аварий на каждой рассматриваемой n%й ОСПО по формуле
182
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
M
I
J
(n)
(ijm)
Rpot
( x, y ) = f ΔL ⋅ ∑ ∑∑ Pгиб
⋅ P (Cij A ),
m =1 i =1 j=1
(7.15)
где fΔL – ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке ΔL n%го ПОУ;
(ijm)
Pгиб
( x, y ) – условная вероятность гибели человека в точке E(x,y) расчетной сетки в
результате реализации сценария Сij аварии в точке xn(m) – середине m%го элементарного отрез%
ка n%й ОСПО или в центре «точечной» ОСПО;
P(Cij|A) – условная вероятность реализации сценария Сij аварии на n%й ОСПО.
7.12.3.10 С учетом возможных аварий на всех N выделенных ОСПО значения потен%
циального риска в каждом узле E(x,y) расчетной области рассчитываются по формуле
N
(n)
Rpot ( x, y ) = ∑ Rpot
( x, y ),
n =1
(7.16)
(n)
где Rpot ( x, y ) – значение потенциального риска в точке E(x,y) расчетной области от возмож%
ных аварий на n%й ОСПО.
7.12.3.11 На основе полученного территориального распределения потенциального
риска строятся изолинии потенциального риска в пределах расчетной области с интервалом в
значениях риска, соответствующих смежным изолиниям, равным порядку или половине
порядка величины вплоть до значения 10%8 в год.
7.12.4 Расчет индивидуального риска Rind(x,y) для различных индивидуумов в точках тер%
ритории, прилегающей к опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.
7.12.4.1 Расчет индивидуального риска выполняется как для персонала площадочного
объекта, так и для представителей различных групп населения, находящихся в определенной
выше расчетной области: жителей населенных пунктов, садовых товариществ и отдельно
стоящих зданий; посетителей мест массового скопления людей (рынков, спортивно%зрелищ%
ных сооружений, пляжей и т.п.), водителей и пассажиров транспортных средств на переходах
трубопроводов через дороги.
7.12.4.2 Расчет индивидуального риска осуществляется в соответствии с 5.12.4 на осно%
ве рассчитанного территориального распределения потенциального риска с учетом простран%
ственно%временных распределений выделенных категорий персонала и групп населения в
расчетной области и степени уязвимости указанных групп людей, зависящей от защитных
свойств укрытий или СИЗ.
7.12.5 Расчет коллективного риска от возможных аварий на площадочном объекте.
7.12.5.1 Коллективный риск от возможных аварий на площадочном объекте рекомен%
дуется рассчитывать на основе территориального распределения потенциального риска
183
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Rpot(x,y) отдельно для каждой из W выделенных групп (категорий) персонала и населения,
перечисленных в
7.12.4.1, в соответствии с рекомендациями, изложенными в
(ГР%w)
5.12.5.1–5.12.5.3. Обозначение коллективного риска для w%й группы – Rcol
.
(ПО%k)
7.12.5.2 Общий коллективный риск от аварий на k%ом площадочном объекте Rcol
(ГР%w)
определяется как сумма значений коллективного риска Rcol
по всем рассмотренным
группам людей (т.е. местам размещения и регулярного передвижения людей) в пределах рас%
четной области
(ПО%k)
Rcol
=
W
(ГР%w)
,
∑ Rcol
w =1
(7.17)
где W – общее число выделенных групп людей, подверженных риску.
(ЛПУ)
Общий коллективный риск Rcol%s для всех K анализируемых площадочных объектов
в составе рассматриваемого s%го ЛПУМГ рассчитывается как
K
(ЛПУ)
(ПО%k)
Rcol%s
= ∑ Rcol
,
k =1
(7.18)
(ПО%k)
где Rcol
– общий коллективный риск от аварий на k%ом площадочном объекте;
K – общее количество анализируемых площадочных объектов в составе рассматриваемого
ЛПУМГ.
(ГТО)
Общий коллективный риск Rcol
для всех площадочных объектов в составе рассма%
триваемого ГТО, состоящего из S ЛПУМГ, рассчитывается как
S
(ГТО)
(ЛПУ)
Rcol
= ∑ Rcol%s
,
(7.19)
s =1
(ЛПУ)
где Rcol%s – общий коллективный риск по s%му ЛПУМГ;
S – общее количество ЛПУМГ в составе рассматриваемого ГТО.
7.12.6 Расчет социального риска (F/N%кривых) от аварий на площадочном объекте.
7.12.6.1 Социальный риск рассчитывается для каждой выделенной ОСПО в виде зави%
симости частоты F событий (обусловленных возможными авариями на ОСПО при наличии
людей в опасной зоне), при которых погибает не менее N человек, от этого числа N. Расчет
выполняется в соответствии с 5.12.6.2 при замене аббревиатуры «ПОУ» на «ОСПО».
7.12.6.2 Социальный риск от возможных аварий на всем анализируемом площадочном
объекте получают как сумму F/N%кривых, рассчитанных для каждой ОСПО.
Cоциальный риск по всем площадочным объектам в составе рассматриваемого
ЛПУМГ рассчитывается как сумма F/N%кривых, полученных для каждого из этих объектов в
отдельности.
184
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Cоциальный риск по ГТО в целом рассчитывается как сумма F/N%кривых, полученных
для каждого ЛПУМГ в составе данного ГТО.
7.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на площадочных объектах
7.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 в блок%схеме на рисунке 7.1) выполняется
оценка в денежном выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его
составляющих с учетом рассчитанных ранее частот fn (для технологических трубопроводов
fn = fTT – см. формулу (7.1)) возникновения аварий на каждой ОСПО для всех выделенных
ОСПО и для площадочного объекта в целом, а также при необходимости – суммарные годо%
вые ущербы от аварий на площадочных объектах в пределах рассматриваемого ЛПУМГ и в
пределах всего ГТО.
7.13.2 Ожидаемый от возможных аварий на n%й ОСПО k%го площадочного объекта пол%
ный годовой ущерб (руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим
формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО
= У ОСПО
⋅ fn ,
(7.20)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО%cэ
= У ОСПО%сэ
⋅ fn ,
(7.21)
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО%пр
= У ОСПО%пр
⋅ fn ,
(7.22)
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО%им.др.л
= У ОСПО%им.др.л.
⋅ fn ,
(7.23)
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО%ла
= У ОСПО%ла
⋅ fn ,
(7.24)
% экологический годовой ущерб от возможных аварий на n%й ОСПО
(n)
(n)
уОСПО%экол
= У ОСПО%экол
⋅ fn ,
(7.25)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
где У ОСПО , У ОСПО%cэ , У ОСПО%пр , У ОСПО%им.др.л. , У ОСПО%ла , У ОСПО%экол – средние значе%
ния полного ущерба и его составляющих от одной аварии на n%й ОСПО, руб. (см. 7.11.12);
fn – частота аварий на n%й ОСПО, аварий/год. Для линейных ОСПО – технологических
трубопроводов площадочного объекта частота аварий определяется по формуле
185
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
fn = fТТ = λТТ ⋅ LТТ + s ⋅ fs ,
(7.26)
λTT – ожидаемая средняя удельная частота аварий на технологическом трубопроводе ава%
рий/(м · год) – (см. 7.4.);
LTT – длина технологического трубопровода, м;
s – число крановых узлов и тройников на рассматриваемом трубопроводе, шт.;
fs – частота разгерметизации крановых узлов, тройников, аварий/год (см. 7.4).
Для ОСПО типа сосудов, аппаратов, агрегатов, состоящих в общем случае из несколь%
ких (от одного до М) элементов или рассматриваемых как неделимые ОСПО, частота аварий
определяется по формуле
fn =
M
∑
m =1
fm ,
(7.27)
где fm – частота аварий для m%го элемента на n%й ОСПО, аварий/год.
7.13.3 Ожидаемый от возможных аварий на k%ом площадочном объекте полный годо%
вой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
% полный годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте
N
(k)
(n)
уПО
= ∑ уОСПО
,
n =1
(7.28)
% социально%экономический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном
объекте
N
(k)
(n)
уПО%сэ
= ∑ уОСПО%сэ
,
n =1
(7.29)
% прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на площадочном объекте
N
(k)
(n)
уПО%пр
= ∑ уОСПО%пр
,
n =1
(7.30)
% годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на площадочном объекте
N
(k)
(n)
уПО%им.др.л.
= ∑ уОСПО%им.др.л.
,
n =1
(7.31)
% годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
площадочном объекте
N
(k)
(n)
уПО%ла
= ∑ уОСПО%ла
,
(7.32)
n =1
% экологический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте
186
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
N
(k)
(n)
уПО%экол
= ∑ уОСПО%экол
,
n =1
(7.33)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
(n)
где уОСПО , уОСПО%cэ , уОСПО%пр , уОСПО%им.др.л. , уОСПО%ла , уОСПО%экол – ожидаемый полный
годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на n%й ОСПО, руб./год;
N – общее количество ОСПО в пределах рассматриваемого k%го площадочного объекта, шт.
7.13.4 Ожидаемый полный годовой ущерб от аварий на всех K площадочных объектах в
пределах рассматриваемого s%го ЛПУМГ рассчитывается по формуле
K
(k)
у(s)
ЛПУ = ∑ уПО ,
к =1
(7.34)
7.13.5 Ожидаемый полный годовой ущерб от возможных аварий на всех площадочных
объектах всех S ЛПУМГ в пределах ГТО рассчитывается по формуле
S
уГТО = ∑ у (s)
ЛПУ ,
s =1
(7.35)
7.14 Определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска
7.14.1 На данном этапе КолАР (этап 3.11 в блок%схеме на рисунке 7.1) с целью выпол%
нения требований пунктов 22, 24, 31 «Порядка оформления декларации промышленной безо%
пасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений» [2] (в
части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:
% выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев ава%
рий на анализируемом площадочном объекте;
% выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного объекта
по показателям риска;
% сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими пока%
зателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого риска.
(вер%макс) аварии с наибольшей вероятностью (частотой)
7.14.2 Выявление сценария Сijn
реализации для анализируемого площадочного объекта выполняется по результатам расчета
частот возникновения аварий на различных ОСПО и условных вероятностей реализации раз%
личных сценариев на проанализированных ОСПО. Наиболее вероятным признается сценарий
(вер%макс) аварии на n%й ОСПО анализируемого(ых) объекта, удовлетворяющий условию
Сijn
(вер%макс)
P (Сijn
) = max{ fn ⋅ Pn (Cij A),...n = 1,2,..., N ОСПО},
(7.36)
где fn – удельная частота возникновения аварий на n%й ОСПО, аварий/год;
187
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Pn(Cij|A) – условная вероятность реализации сценарии Сij при условии, что произошла ава%
рия А в пределах n%й ОСПО.
NОСПО – общее количество анализируемых ОСПО.
Выявленный таким образом наиболее вероятный сценарий следует кратко описать с
указанием конкретной ОСПО, на которой он реализуется, размера ЗПП от превалирующего
поражающего фактора, ожидаемого количества пострадавших и объемов возможного ущерба.
7.14.3 Задачу выявления наиболее опасного по последствиям сценария аварии на ана%
лизируемой ОСПО рекомендуется разделить на 3 подзадачи:
(ЗПП%макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальной по размерам ЗПП;
(N%макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальным количеством пострадавших;
(У%макс)
% выявление сценария аварии Сijn
с максимальным полным ущербом.
7.14.3.1 Сценарием с максимальной по размерам ЗПП признается сценарий
(ЗПП%макс)
Сijn
аварии на n%й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта,
удовлетворяющий условию
(ЗПП%макс)
(n)
R1 (Сijn
) = max{R1%ij
,...n = 1,2,..., N ОСПО},
(7.37)
где R1 – определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения);
(n)
R1%ij
– определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения) от превалирующего пора%
жающего фактора для сценария Сij аварии на n%й ОСПО, км;
NОСПО – общее количество анализируемых ОСПО.
П р и м е ч а н и е – Для сценариев группы С2 «Сгорание парового облака в дефлаграционном
режиме» в этом сравнении участвуют зоны 100 % поражения с границей Сун = 0,5 · Снкпв.
7.14.3.2 Сценарием с максимальным количеством N пострадавших признается сцена%
(N%макс)
рий Сijn
аварии на n%й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта,
удовлетворяющий условию
(N%макс)
N (Сijn
) = max{ N ij(n) ,... n = 1,2,..., N ОСПО},
(7.38)
(n)
где N ij – ожидаемое количество пострадавших при реализации сценария Сij аварии на n%й
ОСПО, чел.
7.14.3.3 Сценарием с максимальным полным ущербом У признается сценарий
(У%макс)
Сijn
аварии на n%й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта , удо%
влетворяющий условию
(У%макс)
У (Сijn
) = max{У ij(n) ,...n = 1,2,..., N ОСПО},
(7.39)
где У ij(n) – прогнозируемый полный ущерб при реализации сценария Сij аварии на n%й ОСПО, руб.
188
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Выявленные таким образом наиболее опасные сценарии аварий следует кратко опи%
сать с указанием конкретных ОСПО, на которых они реализуются, размеров ЗПП от превали%
рующего поражающего фактора, ожидаемых количеств пострадавших и объемов возможного
ущерба.
7.14.4 Выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного
объекта по показателям риска рекомендуется выполнять путем сравнительного анализа всех
проанализированных ОСПО отдельно по уровням индивидуального и коллективного рисков.
Наиболее опасной составляющей среди всех выделенных на площадочном объекте
ОСПО по показателю индивидуального риска признается n%ая ОСПО, обозначаемая как
ОСПО(Rind%макс)
, удовлетворяющая условию
n
(n)
Rind (ОСПО(Rind%макс)
) = max{ Rind
,... n = 1,2,..., N ОСПО},
n
(7.40)
где Rind – индивидуальный риск (функция номера ОСПО);
(n)
– наибольший расчетный индивидуальный риск от аварий на n%й ОСПО, получен%
Rcol
ный для представителей наиболее «рискующей» группы персонала или населения из числа
всех анализируемых групп людей, находящихся вблизи n%й ОСПО.
Наиболее опасной составляющей по показателю коллективного риска признается n%я
ОСПО, обозначаемая как ОСПО(Rcol%макс)
, удовлетворяющая условию
n
(n)
Rcol (ОСПО(Rcol%макс)
) = max{ Rcol
,... n = 1,2,..., N ОСПО},
n
(7.41)
где Rcol – коллективный риск (функция номера ОСПО);
(n)
Rcol
– суммарный коллективный риск от аварий на n%й ОСПО, учитывающий коллектив%
ные риски для всех групп персонала и населения, находящихся вблизи n%й ОСПО.
Для выявленных таким образом наиболее опасных составляющих анализируемого пло%
щадочного объекта следует указать наименования, обозначения, расположение этих ОСПО,
значения коллективного и максимального индивидуального рисков от аварий на них, назва%
ния и расположение рискующих групп персонала и населения.
7.14.5 Сравнительный анализ рассчитанных для анализируемого площадочного объек%
та показателей риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий
или рекомендуемыми критериями приемлемого (предельно допустимого) риска следует
выполнять либо для выделенных ОСПО в составе анализируемого площадочного объекта,
либо для площадочного объекта в целом в зависимости от целей и задач КолАР, причем
отдельно для персонала площадочного объекта и населения.
Сравнение рекомендуется проводить по показателям индивидуального и социального
риска в полном соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.14.5.1; 5.14.5.2, заменив
189
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
аббревиатуру «ПОУ» на «ОСПО», аббревиатуру «МГ» на слова «площадочный объект», верх%
ний индекс «МГ» в обозначениях индивидуального риска на индекс «ПО».
8 Особенности применения стандарта для анализа риска скважин
и трубопроводов системы сбора газа подземных хранилищ газа
8.1 Анализируемыми опасными составляющими «промысловой» зоны ПХГ при
выполнении КолАР являются:
% скважины (включая устьевое оборудование и трубопроводную обвязку устьев);
% газопроводы газосборной сети ПХГ.
П р и м е ч а н и е – Газосборные (газораспределительные) пункты ПХГ отнесены к категории
площадочных объектов и рассматриваются в разделе 7.
8.2 Количественный анализ риска применительно к опасным составляющим ПХГ,
указанным в 8.1, рекомендуется проводить в соответствии с СТО Газпром (проект) «Методи%
ка анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий
ОАО «Газпром», в котором изложена систематизированная процедура оценки риска для
объектов газодобычи, в том числе, для скважин и сборной сети промысловых газопроводов.
8.3 Для подземных газопроводов газосборной сети ПХГ допускается также выполнять
КолАР в соответствии с процедурой, описанной в разделе 5 для магистральных газопроводов.
8.4 При проведении процедуры идентификации опасностей (выявлении характерных
источников опасности, причин, факторов и сценариев возникновения аварий) применитель%
но к подземному резервуару хранилища природного газа в отложениях каменной соли реко%
мендуется использовать информационные материалы, приведенные в приложении Л.
8.5 При проведении процедуры оценки ожидаемой частоты инцидентов и аварий на
технологических конструкциях (в том числе скважинах) подземного резервуара хранилища
природного газа в отложениях каменной соли рекомендуется использовать статистические
данные и экспертные оценки ООО «Газпром газнадзор» и ООО «Газпром подземгазпром».
9 Рекомендации по использованию результатов анализа риска
при страховании опасного производственного объекта
9.1 В настоящих рекомендациях рассматриваются опасные производственные объекты
(магистральные газопроводы, магистральные конденсатопродуктопроводы, площадочные
объекты), находящиеся в эксплуатации.
9.2 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при страховании граждан%
ской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и
190
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
окружающей среде в результате аварии на рассматриваемых в настоящем стандарте опасных
производственных объектах (ОПО).
9.3 Под страхованием гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здо%
ровью или имуществу третьих лиц и окружающей среде в результате аварии на опасных про%
изводственных объектах понимается совокупность распределительных финансовых отноше%
ний, связанная с возмещением потерь, наносимых имущественным интересам третьих лиц, в
результате аварий и инцидентов на эксплуатируемых ОПО.
9.4 Страхование гражданской ответственности осуществляется путем заключения
соответствующих договоров страхования между эксплуатирующей организацией (страхова%
тель) и страховой компанией (страховщик), имеющей соответствующую лицензию.
9.5 При определении базовых условий страхования по отдельным объектам рекоменду%
ется использовать «Правила страхования (стандартные) гражданской ответственности орга%
низаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда
жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в результате
аварии на опасном производственном объекте», согласованные с Федеральной службой стра%
хового надзора (письмо от 02.11.2005 г. № 44%11616/02%01).
9.6 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при идентификации страховых
рисков, оценке частоты страховых событий, оценке средних, наиболее вероятных и максимально
возможных ущербов, для уточнения (корректировки) базовых страховых тарифов и минимальных
значений страховых сумм (в сторону увеличения), предусмотренных ст. 15 Федерального закона от
21 июля 1997 г. № 116%ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
9.7 Идентификация рисков для целей страхования осуществляется с использованием
методов идентификации опасностей для соответствующего типа ОПО (линейная часть маги%
стральных газопроводов – раздел 5.3; линейная часть конденсатопродуктопроводов – раздел
6.3; площадочные объекты – раздел 7.3). Результатом идентификации является перечень
страховых рисков, понимаемых как перечень опасностей, которые могут инициировать слу%
чайные события (страховые события), приводящие к материальным, социальным, экологиче%
ским и финансовым потерям у третьих лиц.
9.8 Оценка частоты страховых событий осуществляется с использованием результатов
оценки ожидаемых частот возникновения аварий (разделы 5.4; 6.4; 7.4), которые инициируют
страховые события, а также результатов оценки условных вероятностей расчетных сценариев
аварий (разделы 5.6; 6.6; 7.6).
9.9 Базовые страховые тарифы, рекомендуемые «Правилами страхования (стандарт%
ными) гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производ%
191
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окру%
жающей природной среде в результате аварии на опасном производственном объекте», следу%
ет уточнять по результатам анализа риска в случае изменения: уровня аварийности, качества
эксплуатации, характера прилегающей местности, изменения других факторов, влияющих на
ожидаемую частоту страховых событий.
9.10 При обосновании условий договоров страхования ответственности за причинение
вреда при эксплуатации ОПО рекомендуется использовать оценки
ущерба имуществу
третьих (других) лиц, социально%экономического ущерба, связанного с нанесением вреда
жизни и здоровья населению, а также экологического ущерба, связанного с негативным воз%
действием аварии на компоненты окружающей природной среды. Величину суммарного
ущерба рекомендуется использовать для оценки страховой суммы, а значения ущербов по
соответствующим составляющим (ущерб имуществу, социально%экономический ущерб, эко%
логический ущерб) – для оценки лимитов возмещения по видам ущерба.
9.11 Результаты оценки величин ущербов (среднего и максимально возможного) исполь%
зуются для обоснования страховых сумм по соответствующим договорам страхования отдельных
ОПО. Максимально возможный ущерб определяется как ущерб, связанный с реализацией наи%
более масштабного сценария развития аварии. Средний ущерб определяется как математическое
ожидание ущерба с учетом условных вероятностей реализации всех расчетных сценариев аварии.
9.12 В случае, если средний ущерб по отдельному ОПО превосходит минимальный
размер страховой суммы, установленный ст. 15 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116%
ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», рекомендуется в
качестве страховой суммы использовать значение среднего ущерба.
9.13 В случае, если по одному договору страхования страхуется ответственность в отно%
шении нескольких ОПО, то рекомендуется в качестве страховой суммы по договору устана%
вливать максимальное значение максимально возможного ущерба, а в качестве лимита возме%
щения по одному страховому случаю – максимальное значение среднего ущерба по всем рас%
сматриваемым ОПО.
9.14 В качестве критерия эффективности страхования гражданской ответственности за
причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной
среде в результате аварии на ОПО рекомендуется использовать отношение суммарного возме%
щения к суммарной страховой премии по совокупности всех договоров страхования ответ%
ственности за период не менее 5 лет. Если отношение превышает значение 0,7, то организа%
ция данного вида страхования может считаться эффективной, в противном случае требуется
пересмотр условий соответствующих договоров страхования.
192
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение А
(справочное)
Характеристики опасных веществ, обращающихся на опасных производственных
объектах транспорта и хранения газа и газового конденсата
А.1 Характеристики некоторых опасных веществ, обращающихся на производствен%
ных объектах ОАО «Газпром», представлены в таблицах А.1 – А.11.
П р и м е ч а н и е – Сведения об опасных веществах приведены в соответствии с данными Спра%
вочника [25].
Та б л и ц а А.1 – Метан
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
CH4
Эмпирическая формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
16,043
газообразное
бесцветный газ
без запаха
Физико%химические свойства
Плотность газа при 20 °С и давлении
0,668
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения при давлении 101,3 кПа, °С
минус 161
Растворимость в воде при 25 °С
Практически не растворим
Растворим в органических растворителях
(этаноле, эфире, четырехлористом углероде, в
углеводородах). При обычных температурах
химически инертен. При высоких – полностью
сгорает, образуя диоксид углерода и воду
Реакционная способность
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
4
мг/м3
7000
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны,
ОБУВ в атмосферном воздухе,
мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
50
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
Удалить пострадавшего из вредной атмосферы.
При нарушении дыхания – кислород. При
тяжелом отравлении – госпитализация.
Противопоказаны морфин и адреналин!
193
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.1
Наименование параметра
Параметр
Герметизация аппаратуры и коммуникаций,
вентиляция помещений. Одновременное
присутствие в воздухе сероводорода и
повышенные температуры усиливают
токсический эффект.
При невысоких концентрациях пригоден
фильтрующий промышленный противогаз. При
высоких концентрациях и нормальном
содержании кислорода – изолирующие
шланговые противогазы. При недостатке
кислорода – кислородные респираторы.
Меры предосторожности
Средства защиты
Методы перевода вещества в безвредное
Сжигание
состояние
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
горючий газ
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы распространения
пламени в воздухе, % (об.)
535
5,28–14,1
Минимальная энергия зажигания в воздухе, мДж
0,28
Нормальная скорость распространения пламени
при 25 °С, м/с
0,338
Максимальное давление взрыва, кПа
Минимальная флегматизирующая концентрация
флегматизатора, % об.
Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5
Категория взрывоопасности смеси
по ГОСТ Р 51330.11
Средства пожаротушения
706
диоксида углерода – 24;
азота – 37;
водяного пара – 29;
аргона – 51;
четыреххлористого углерода – 13
Т1
IIA
инертные газы
Та б л и ц а А.2 – Масло турбинное
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Т22, Т30, Т46, Т57
Торговая марка
Агрегатное состояние
жидкое
вязкая жидкость от светло%желтого
до темно%коричневого цвета
Внешний вид
Запах
специфический
Физико%химические свойства
Плотность,
кг/м3
Температура застывания при давлении
101,3 кПа, °С
194
860–900
марка Т22 – минус 15;
марка Т30 – минус 10;
марка Т46 – минус 10.
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.2
Наименование параметра
Растворимость в воде при 25 °С
Параметр
не растворимо
Растворяется в растворителях, масла – химически
инертны
Реакционная способность
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
3
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны, мг/м3
ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3
5
0,05
Малотоксичное. Хроническое отравление может привести
к заболеваниям кожи: масляный фолликулит, токсические
меланодермии, экземы, кератозы, папилломы
Воздействие на людей
При попадании масла на кожу или слизистую оболочку
глаз необходимо обильно промыть кожу теплой мыльной
водой, глаза – теплой водой
В помещениях запрещается обращение с открытым огнем.
Электрооборудование, искусственное освещение должны
быть во взрывобезопасном исполнении. Не допускается
Меры предосторожности
использовать инструменты, дающие искру при ударе.
Помещение должно быть оснащено вентиляцией
Следует применять индивидуальные средства защиты:
Средства защиты
респираторы, резиновые перчатки, спецодежду, фартук.
Не допускать попадания внутрь организма
При разливе масла необходимо собрать его в отдельную
Методы перевода вещества в безвредное
тару, место разлива засыпать песком с последующим
состояние
удалением массы песка, пропитанного маслом
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
трудногорючая жидкость
марка Т22 – 180;
марка Т30 – 180;
Температура вспышки, °С
марка Т46 – 195;
марка Т57 – 195
Температура самовоспламенения, °С
Средства пожаротушения
840
воздушно%механическая пена, порошки
Та б л и ц а А.3 – Дизельное топливо
Наименование параметра
Марка
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
Плотность, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
Реакционная способность
Параметр
Общие сведения
Марка Л (летнее), Марка З (зимнее), Марка А (арктическое)
жидкость
Маслянистая жидкость желто%коричневого цвета
Характерный запах нефтепродуктов
Физико%химические свойства
835÷850
180÷360
не растворяется
химически стабильно
195
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.3
Наименование параметра
Параметр
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей
зоны
4
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны, мг/м3
300
Воздействие на людей
При попадании в организм вызывает раздражение
слизистых оболочек носа, глотки и глубоких дыхательных
путей, головную боль, головокружение, тошноту. При
хроническом отравлении поражаются желудочно%
кишечный тракт, почки, печень. Раздражает кожу
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
При легких отравлениях – свежий воздух, покой, тепло.
Освободить от стесняющей дыхание одежды.
Успокаивающие средства. При потере сознания
пострадавшему необходимо придать горизонтальное
положение с несколько опущенной головой. Вдыхание
нашатырного спирта. При тяжелых отравлениях –
ингаляция увлажненным кислородом, при остановке или
резком ослаблении дыхания – искусственное дыхание.
Госпитализация
Меры предосторожности
Максимальное устранение выделения паров, аэрозоля и
контактов с кожей. В помещениях для хранения и работы с
дизельным топливом запрещается обращение с открытым
огнем, искусственное освещение должно быть во
взрывобезопасном исполнении, помещение должно быть
снабжено общеобменной механической вентиляцией. Не
допускается пользоваться инструментами, дающими при
ударе искру. Емкости должны быть герметичны и
защищены от статического электричества
Средства защиты
Респираторы, резиновые перчатки, спецодежда, фартук. Не
допускать попадания внутрь организма
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
Сжигание. При разливе дизельного топлива необходимо
собрать его в отдельную тару, место разлива засыпать
песком с последующим удалением
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Марка Л – ГЖ; Марка З – ЛВЖ; Марка А – ЛВЖ
Температура вспышки, °С
Марка Л – 62; Марка З – 40; Марка А – 35
Температура самовоспламенения, °С
Марка Л – 210; Марка З – 225; Марка А – 333
Нижний концентрационный предел
распространения пламени, % об.
Марка Л – 0,5; Марка З – 0,6
Средства пожаротушения
Воздушно%механическая пена, порошки
196
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а А.4 – Бензин
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Марка
Нормаль%80, Регулятор%91, Премиум%95,
Агрегатное состояние
жидкость
Внешний вид
бесцветная жидкость
Запах
характерный запах нефтепродуктов
Физико%химические свойства
Плотность, кг/м3
725÷780
Температура замерзания ниже, °С
минус 60
Растворимость в воде
не растворим
Реакционная способность
химически стабильно
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКм.р./с.с. в воздухе рабочей зоны,
мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Меры предосторожности
4
300 / 100
Обладает наркотическим действием, раздражает верхние
дыхательные пути, слизистую оболочку глаз и кожу
человека. Постоянный контакт с бензином может вызвать
острые воспаления и хронические экземы
При попадании бензина на открытые участки тела
необходимо его удалить и обильно промыть кожу теплой
мыльной водой; при попадании на слизистую оболочку
глаз обильно промыть глаза теплой водой
В помещениях для хранения и использования бензинов
запрещается обращение с открытым огнем;
электрооборудование, электрические сети и
искусственное освещение должны быть
взрывобезопасного исполнения. При работе с бензином
не допускается использовать инструменты, дающие при
ударе искру. Емкости и трубопроводы, предназначенные
для хранения и транспортирования бензина, должны быть
защищены от статического электричества. Помещения
для работ с бензинами должны быть оборудованы
общеобменной вентиляцией, места интенсивного
выделения паров бензинов должны быть снабжены
местными отсосами
Средства защиты
При работе с бензином применяют индивидуальные
средства защиты. Работу в зоне с высокой концентрацией
паров бензина необходимо проводить с применением
средств защиты органов дыхания: кратковременно –
фильтрующие противогазы марки А, долговременно –
шланговые противогазы
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
При разливе бензина необходимо собрать его в отдельную
тару; место разлива протереть сухой тряпкой; при разливе
на открытой площадке место разлива засыпать песком с
последующим его удалением и обезвреживанием
197
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.4
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
ЛВЖ
Температура вспышки, °С
минус 27 ÷ минус 39
Температура самовоспламенения, °С
255 ÷ 370
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
1÷6
Воздушно%механическая пена, при подслойном тушении –
фторированные пенообразователи
Та б л и ц а А.5 – Метанол
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
СН4О
ПДКм.р./с.с. в воздухе рабочей зоны, мг/м3
15 / 5
32,04
жидкое
бесцветная жидкость
спиртовой
Физико%химические свойства
3
786,9
Плотность при 25 °С, кг/м
Температура кипения,°С
64,9
Растворимость в воде
неограниченная
Растворяется в спиртах, ацетоне, бензоле. По химическим
свойствам – типичный одноатомный алифатический
спирт: сочетает свойства очень слабого основания и еще
Реакционная способность
более слабой кислоты. С щелочными металлами образует
метилаты, с кислотами – сложные эфиры. Окисляется
кислородом воздуха
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
3
Воздействие на людей
Сильный преимущественно нервный и сосудистый яд
с резко выраженным кумулятивным эффектом. Слабо
действует на кожу
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Задача заключается в удалении метилового спирта из
организма, задержке его окисления и борьбе с ацидозом.
При острых отравлениях через рот – промывание желудка
в течение первых 2 ч; внутрь 2–4 л и внутривенно 1 л 5 %
раствора питьевой соды. Под кожу 500 мл 5 % раствора
глюкозы. Противоядие – этиловый спирт: 1 л 5 %
этилового спирта в 5 % водном растворе глюкозы вводят
внутривенно незамедлительно
198
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.5
Наименование параметра
Параметр
Обязательны местные вытяжные устройства и общая
вентиляция помещений. Герметизация аппаратуры и
коммуникаций. Замена метилового спирта всюду, где
только возможно, на этиловый синтетический или
Меры предосторожности
гидролизный спирты; изъятие из рецептуры
растворителей. Предупреждение всех о высокой
ядовитости метилового спирта как питья. Маркировка
тары и соответствующая окраска трубопроводов с
указанием на токсичность
Средства защиты
Фильтрующий промышленный противогаз.
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
ЛВЖ
Температура вспышки, °С
6
Температура воспламенения, °С
13
Температура самовоспламенения, °С
440
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
6,98 ÷ 35,5
Максимальное давление взрыва, кПа
Минимальная флегматизирующая
концентрация флегматизатора, % об.
620
азота – 49;
диоксида углерода – 32;
водяного пара – 38,6
Группа взрывоопасной смеси
по ГОСТ Р 51330.5
Т2
Категория взрывоопасности смеси
по ГОСТ Р 51330.11
IIA
Воздушно%механическая пена, порошки,
преимущественно порошки ПСБ и ПФ; при тушении
пенами использовать фторированные пенообразователи с
интенсивностью подачи 0,06 – 0,08 л/(м2 · с)
Средства пожаротушения
Та б л и ц а А.6 – Этантиол (одорант)
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Формула
С2Н6S
Молекулярная масса, кг/кмоль
62,13
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
жидкое
бесцветная жидкость
резкий, неприятный специфический запах
Физико%химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
840
Температура кипения,°С
37
199
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.6
Наименование параметра
Параметр
Растворимость в воде
мало растворим
Реакционная способность
Мало растворим в эфире, растворим в этаноле
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны,
2
мг/м3
1
При концентрации 0,001 – 0,002 мг/л и вдыхании в течение
5 минут работоспособность нарушается, но при
многодневном повторении воздействия восстанавливается.
В ничтожных концентрациях пары вызывают
рефлекторную тошноту и головную боль вследствие
отвратительного запаха. В более высоких концентрациях
влияют на центральную нервную систему. Обладает
наркотическим эффектом, характеризующимся особой
мышечной скованностью
Воздействие на людей
При легких отравлениях – свежий воздух, покой, крепкий
чай или кофе. При сильной тошноте – аминазин (0,025 г),
трифтазин (0,001 г) или седативные средства, а также
витамины В6 (10 мг), РР (25 мг), С (100 мг). При упорной
Меры первой помощи пострадавшим от рвоте – внутримышечно 1 – 2 мг 2,5 % раствора аминазина.
воздействия вещества
При раздражении слизистой глаз, полости рта и носа –
обильно промыть 2 % раствором соды, в нос закапать
несколько капель раствора 0,05 % нафтизина. При
попадании на кожу тщательно обмыть теплой водой с
мылом
Меры предосторожности
Тщательная герметизация всех процессов. Местная и общая
вентиляция помещений. Контроль за содержанием в
воздухе рабочей зоны
Средства защиты
Фильтрующий промышленный противогаз. При высоких
концентрациях – изолирующие шланговые противогазы с
принудительной подачей воздуха. Защитные герметичные
очки, защита кожи, спецодежда
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
легковоспламеняющаяся жидкость (ЛВЖ)
минус 20
295
2,8 ÷ 18,0
Группа взрывоопасной смеси
по ГОСТ Р 51330.5
Т3
Категория взрывоопасности смеси по
ГОСТ Р 51330.11
IIВ
Средства пожаротушения
200
распыленная вода, порошки, аэрозольные составы
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а А.7 – Стабильный газовый конденсат
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
парафины – 25,05 %, изопарафины – 26,61 %, нафтены –
35,53 %, ароматические углеводороды – 8,4 %,
олефины 4,4 %
Состав:
Торговое название
стабильный газовый конденсат
Агрегатное состояние
жидкость
Внешний вид
бесцветная жидкость
Запах
характерный запах нефтепродуктов
Физико%химические свойства
Давление насыщенных паров, кПа
Плотность при 20 °С,
не более 66,7
кг/м3
~770
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей
зоны
4
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны, мг/м3
300
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
В случае удушья вынести пострадавшего на открытый
воздух, вызвать медицинского работника. Давать с
перерывами (3–4 подушки в час) кислород. При остановке
дыхания немедленно применить искусственное дыхание до
восстановления естественного
Меры предосторожности
Вся аппаратура, трубопроводы для стабильного газового
конденсата должны быть герметичны, помещения
обеспечены вентиляцией, искусственное освещение должно
быть выполнено во взрывозащищенном исполнении
Средства защиты
Фильтрующий промышленный противогаз. Изолирующие
шланговые противогазы с подачей чистого воздуха
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
Сжигание. Аварийные разливы ликвидируют путем сбора
разлитого конденсата, сбора загрязненной почвы с
последующей рекультивацией территории
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
горючая жидкость
Температура вспышки, °С
минус 30
Температура самовоспламенения, °С
Выше 380
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
1,4÷8
При загорании небольшого количества конденсата
необходимо использовать следующие средства
пожаротушения: пенные, порошковые, водно%дисперсные
огнетушители, песок, кошму
201
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а А . 8 – Нестабильный газовый конденсат
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
С5Н12+высшие
(смесь углеводородов метанового, нафтенового
и ароматического ряда)
Эмпирическая формула
СН4: 4,9÷35; С2Н6: 0,18÷14,7; С3Н8: 0,07÷14; С4Н10:
Состав, % об.
0,79÷10,5; С5Н12+высшие: 29÷81; СО2: 0,04÷8,8; N2: 0,05÷0,67
Физико%химические свойства
Давление насыщенных паров, кПа
320÷3700
Плотность, кг/м3
600÷739
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей
зоны
4
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны, мг/м3
300
Воздействие на людей
Оказывает вредное воздействие на кожу человека, вызывая
кожные заболевания. Особенно опасно попадание на
слизистые оболочки глаз и рта
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
В случае попадания на тело смыть водой с мылом. В случае
удушья вынести пострадавшего на открытый воздух,
вызвать медицинского работника. Давать с перерывами
(3–4 подушки в час) кислород. При остановке дыхания
немедленно применить искусственное дыхание до
восстановления естественного
Меры предосторожности
Вся аппаратура, трубопроводы для нестабильного газового
конденсата должны быть герметичны, помещения
обеспечены вентиляцией, искусственное освещение
должно быть выполнено во взрывозащищенном
исполнении
Средства защиты
Фильтрующий промышленный противогаз. Изолирующие
шланговые противогазы с подачей чистого воздуха
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
В силу малотоксичности химические методы не
предусмотрены. Сжигание. Аварийные разливы
ликвидируют путем сбора разлитого конденсата, сбора
загрязненной почвы с последующей рекультивацией
территории
Пожаровзрывоопасные свойства
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
202
0,76÷12
Огнетушащие газовые составы
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а А . 9 – Этиленгликоль (Этан%1,2%диол, гликоль)
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Эмпирическая формула
Структурная формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
C2H6О2
НОСН2 – СН2ОН
62,1
жидкое
сиропообразная бесцветная жидкость
без запаха
Физико%химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
Реакционная способность
1116
197
растворим
Cмешивается во всех соотношениях со спиртами,
ацетоном, глицерином, ледяной уксусной кислотой,
пиридином, фурфуролом. Нерастворим в ароматических
углеводородах, хлороформе, четыреххлористом углероде,
хлорбензоле, сероуглероде. Мало растворим в эфире.
Этиленгликоль обладает всеми характерными свойствами
гликолей. Со щелочами он образует соединения типа
алкоголятов – гликоляты; с ионами меди (Cu2+) и т. п. –
комплексные соединения. При окислении этиленгликоля
получается смесь гликолевого альдегида СН2(ОН)СНО,
гликолевой кислоты СН2(ОН)СООН, глиоксаля
ОНССНО, глиоксалевой кислоты ОН%ССООН и
щавелевой кислоты. С галогеноводородными кислотами
этиленгликоль дает галогенгидрины, с соляной кислотой,
например, этиленхлоргидрин; перегонкой с серной
кислотой он превращается в диоксан, а действием азотной
кислоты – в гликольдинитрат. При дегидратации образует
ацетальдегид. Бурно реагирует с пентасульфидом фосфора;
известны случаи взрыва этиленгликоля в смеси с 70 %
перхлорной кислотой
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКм.р. / с.с. в воздухе рабочей зоны,
мг/м3
ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3
3
10 / 5
1,000
Воздействие на людей
Острое отравление парами маловероятно ввиду малой
летучести этиленгликоля, а хронические возможны. При
попадании через рот очень токсичен; действует главным
образом на центральную нервную систему и почки
(сосудистый и протоплазматический яд, вызывает ацидоз).
Токсичен сам этиленгликоль и его метаболиты. Проникает
через кожу
Меры предосторожности
Средства защиты
Вытяжная вентиляция
Респираторы или противогаз с фильтром
203
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.9
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
горючая жидкость (ГЖ)
Температура вспышки, °С
111
Температура самовоспламенения, °С
410
Нижний концентрационный предел
4,3
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
распыленная вода, воздушно%механическая пена
Та б л и ц а А . 1 0 – Моноэтаноламин
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
C2H7ОN
Эмпирическая формула
Н2N%СН2 % СН2%ОН
Структурная формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
61,08
жидкое
бесцветная вязкая жидкость
специфический
Физико%химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
1020
197
растворим
Смешивается со спиртами, плохо в углеводородах и
эфире. С металлическим натрием образует алкоголяты,
с минеральными и сильными органическими кислота%
ми дает кристаллические соли, с жирными кислотами
образует нейтральные аддукаты
Реакционная способность
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны,
мг/м3
Меры предосторожности
Средства защиты
2
0,5
Помещения, в которых проводятся работы с препара%
том, должны быть оборудованы общей приточно%вы%
тяжной механической вентиляцией; анализ препарата в
лабораториях следует проводить в вытяжном шкафу
Следует применять индивидуальные средства защиты:
респираторы, резиновые перчатки, спецодежду, фартук.
Необходимо соблюдать меры личной гигиены. Не
допускать попадания вещества внутрь организма
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
204
горючая жидкость (ГЖ)
85
410
3,0 ÷ 17,9
воздушно%механическая пена, тонкораспыленная вода
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а А . 1 1 – Сероводород
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Н2S
Эмпирическая формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
34,08
газообразное
бесцветный газ
Характерный резкий неприятный запах тухлых яиц.
При высоких концентрациях запах не чувствуется
Запах
Физико%химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
1,538
Плотность жидкого сероводорода, кг/м3
Плотность пара по воздуху
Растворимость в воде
938
1,19
на 1 объем воды 4,37 (0 °С); 2,91 (20 °С)
При растворении образуется сероводородная кислота.
Водный раствор сероводорода взаимодействует со
щелочами, образуя сульфиды. Избыток сероводорода
приводит к образованию гидросульфидов. Окисляется
Реакционная способность
серной кислотой до серы. Взаимодействует с аммиаком.
Разрушающе действует на металлы, особенно при
повышенной температуре или в присутствии влаги, образуя
сульфиды. При обычных температурах устойчив. Является
сильным восстановителем. Легко окисляется галогенами
Санитарно%гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
2
3
ПДКм.р. в воздухе рабочей зоны, мг/м
10
Токсичный газ, относится к веществам с остронаправлен%
ным механизмом действия, требующим автоматического
контроля за его содержанием в воздухе. Сильный нервный
яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Раздражает
Воздействие на людей
дыхательные пути и глаза. При высоких концентрациях
запах не чувствуется, так как сероводород быстро парали%
зует нервные клетки слизистой оболочки носовой полости
человека
Свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, покой,
Меры первой помощи пострадавшим
тепло, ингаляция кислорода. При нарушении дыхания и
от воздействия вещества
асфиксии – длительное искусственное дыхание с
кислородом
Помещения, в которых проводятся работы с
сероводородом, должны быть оборудованы общей
приточно%вытяжной механической вентиляцией. В
Меры предосторожности
лабораториях работы с Н2S следует проводить в вытяжном
шкафу
Фильтрующий противогаз, тщательная защита глаз,
Средства защиты
герметичные очки, спецодежда
Термическое разложение при высокой температуре.
Методы перевода вещества в безвредное
Окислительно%восстановительные и сорбционные
состояние
процессы
205
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы А.11
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
горючий газ
Температура самовоспламенения, °С
245
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
в воздухе – 4,3 ÷ 4,6
в кислороде – 4,0 ÷ 88,5
в оксиде азота – 20 ÷ 55
Максимальное давление взрыва, кПа
Минимальная флегматизирующая
концентрация флегматизатора, % об.
500
азота – 49;
диоксида углерода – 32;
водяного пара – 38,6
Группа взрывоопасной смеси
по ГОСТ Р 51330.5
Т3
Категория взрывоопасности смеси
по ГОСТ Р 51330.11
IIВ
Средства пожаротушения
206
инертные газы
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Б
(рекомендуемое)
Порядок расчета количеств опасных веществ на некоторых составляющих
опасных производственных объектов транспорта и хранения газа и газового
конденсата
Б.1 Природный газ
Б.1.1 Расчет количества (массы) природного газа на анализируемом участке МГ следу%
ет выполнять посекционно (в секциях между линейными кранами) с последующим сложени%
ем полученных «секционных» масс для получения общего количества газа на участке.
Б.1.2 Приблизительный расчет массы газа М, т, в секции МГ осуществляется по фор%
муле (см. также рисунок Б.1)
M=
Pн2
d02 ⋅ Lсекц
Pн2 − Pк2
−(
⋅ x) ⋅
⋅ 1,51⋅ 10 −3,
LКС
T
(Б.1)
где Pн – проектное (абс.) давление на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, МПа;
Рк – расчетное (абс.) давление на входе последующей КС, МПа;
LКС – расстояние между двумя последовательными КС, км;
х – расстояние от предыдущей КС до середины секции, км;
d0 – внутренний диаметр МГ, мм;
Lсекц – длина секции газопровода, км;
Т – средняя температура газа в секции (в точке x), К, упрощенно рассчитываемая по фор%
муле
T = Tк + (Tн −Tк ) ⋅
LКС − x
,
LКС
(Б.2)
где Тк – зимняя температура на входе последующей КС, К;
Тн – зимняя температура на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, К.
Рисунок Б.1 – Схема МГ с обозначением входных параметров для расчета массы газа
207
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Б.1.3 Для расчета массы газа М, т, в газопроводе%отводе можно использовать формулу
(Б.1), принимая, что LКС = Lсекц = Lго, где Lго – полная протяженность газопровода%отвода,
км; Рн – абсолютное давление в точке подключения газопровода%отвода к МГ, МПа; Рк –
абсолютное давление в конце газопровода%отвода (на входе ГРС), МПа; х – половина общей
длины газопровода%отвода, км; Т – средняя зимняя температура в газопроводе%отводе, К.
Б.1.4 Расчет масс газа М, т, в технологических газопроводах (на КС, ГРС, АГНКС и т.д.)
осуществляется по формуле
d02 ⋅ Lтех
⋅1,51 ⋅10 −3,
M = Px
T
(Б.3)
где Lтex – длина технологического газопровода, м;
Px – фактическое (абс.) давление в середине технологического газопровода, МПа;
d0 – условный (внутренний) диаметр технологического газопровода, мм;
T – средняя зимняя температура газа в технологическом газопроводе, К.
Б.1.5 Для расчета массы газа М, т, в сосудах следует использовать формулу
M=
Pс ⋅Vс
⋅1,93,
Tc
(Б.4)
где Pc – рабочее (абсолютное) давление в сосуде, МПа;
Vc – внутренний обьем сосуда, м3;
Tс – температура (зимняя) газа в сосуде, К.
Б.2 Опасные вещества в жидком состоянии
Б.2.1 Масса М, т, опасного вещества в жидком состоянии в трубопроводе рассчитыва%
ется по формуле
М = 7,854 ⋅10 −4 ⋅ d02 ⋅ Lтруб ⋅ρ тран ,
(Б.5)
где Lтруб – длина трубопровода, км;
ρтран – плотность опасного вещества в условиях транспортировки, т/м3.
Б.2.2 Масса М, т, опасного вещества в жидком состоянии в сосуде рассчитывается по
формуле
M = Vс ⋅ρc ⋅ К з ,
где Vc · – внутренний объем сосуда, м3;
ρc – плотность опасного вещества в условиях содержания в сосуде, т/м3;
Кз – коэффициент заполнения сосуда.
208
(Б.6)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение В
(рекомендуемое)
Обобщенное дерево отказов для подземного магистрального газопровода
Рисунок В.1 – Дерево отказов для подземного магистрального газопровода
209
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение)
210
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение)
211
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок В.1– Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (продолжение)
212
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок В.1 – Дерево отказов для подземного магистрального газопровода (окончание)
213
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Г
(рекомендуемое)
Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа
при разрушениях газопроводов
Г.1 Разгерметизация однониточного газопровода
Исходные данные:
λ – коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
d0 – внутренний диаметр трубы, м;
Р1ср (Па), Т1ср (К) – средние давление и температура для первого аварийного участка
газопровода;
Q – производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;
Рн, Рк – давления в начале и конце газопровода до его разрыва, Па;
ρ – плотность газа при нормальных условиях, г/м3;
L1, L2 – расстояния от места разрыва до КС1 и КС2 соответственно, м;
х1, х2 – расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;
k – показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
G1(t) – массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, (кг/с).
M1, M2 – полная масса газа, выброшенная из первого и второго аварийного участков
соответственно, кг.
Порядок расчета
Моделируется разрыв участка газопровода на перегоне между компрессорными станция%
ми КС1 и КС2 на расстоянии L1 (м) от КС1 (рисунок Г.1). Направление движения газа – слева
направо.
Время, прошедшее от момента аварии до момента полного закрытия станционного
охранного крана К21 на КС1, составляет величину t21 (с) (включает время идентификации ава%
рии оператором, время принятия им решения об отключении КС и время закрытия охранно%
Рисунок Г.1 – Схема фрагмента магистрального газопровода
214
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
го крана). Аналогичное время для крана К19 на КС2 величину t19 (с). Ближайшие к месту ава%
рии линейные краны Л1 и Л2 расположены на расстояниях х1 (м) и х2 (м). Линейные краны
полностью закрываются через время tл (с) от момента аварии. Последовательность развития
аварийного процесса истечения газа следующая. При возникновении аварийного разрыва
вверх и вниз по потоку движется волна разрежения. Идентификация аварийного разрыва про%
водится операторами на КС по одному из двух характерных условий: либо по падению давле%
ния на 0,2 МПа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции, расположенной вверх
по потоку от места разрыва, либо по срабатыванию антипомпажной защиты на компрессор%
ной станции, расположенной вниз по потоку от места разрыва, при снижении производитель%
ности во всасывающем коллекторе на 10 %. На газопроводах, оснащенных современными
средствами телемеханики и автоматизированными системами управления технологическими
процессами (далее АСУ ТП) транспорта газа, возможна автоматическая идентификация раз%
рыва средствами АСУ ТП, но, тем не менее, решение о закрытии кранов принимается опера%
тором (диспетчером). После идентификации разрыва газопровода на перегоне между двумя
соседними станциями оператор принимает решение на закрытие охранных кранов КС и
линейных кранов на перегоне. В данном сценарии для большей общности принимается, что
закрытие кранов может происходить не одновременно.
До своего отключения КС1 нагнетает на перегон дополнительную массу газа МКС , а
1
КС2 забирает из аварийного участка массу МКС .
2
Аварийным участком считается участок от места разрыва трубопровода до компрессор%
ной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места разрыва до КС1,
соответственно под вторым аварийным участком – участок от места разрыва до КС2). Аварий%
ной секцией считается участок от места разрыва до ближайшего линейного крана (если
линейный кран отсутствует или не может быть закрыт, % под аварийной секцией понимается
весь аварийный участок и расчет истечения ведется только по формулам первого этапа).
Расчет истечения газа для каждой из аварийных секций производится в два этапа. На
первом этапе рассчитывается аварийный расход газа от момента аварии до момента закрытия
линейного крана. На втором – аварийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия
линейного крана) до его полного истечения.
Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии
до отсечения аварийной секции (на примере расчета для первого аварийного участка)
Давление Р0 в момент аварии в точке разрыва газопровода рассчитывается по формуле
P0 = Pн2 − (Pн2 − Pк2 )⋅
L1
.
L
(Г.1)
215
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Расход газа G1(t) (кг/с) при t больше 0,1(с) для первого аварийного участка протяжен%
ностью L1 задается формулой
G1(t ≤ t Л ) =
⎛
t
⋅
−
exp
⎜
2
⎜
ηL 2 ⋅ε L
⎝ ηL ⋅ε L
Mн
⎞ (M Г − M н )
⎛ t
⋅ exp ⎜−
⎟+
⎟
εL
⎝ εL
⎠
⎞
⎟.
⎠
(Г.2)
МГ – масса газа, находящаяся в аварийном участке газопровода до аварии, кг, рассчитывается
по формуле
L1 ⋅ π⋅ d02 ⋅ P1ср
MГ =
± M кс ,
4 ⋅ R ⋅ Z ср ⋅T ср
0
(Г.3)
1
ср
ср
где Р1 , Т1 – средние давление и температура для первого аварийного участка газопрово%
да, Па (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром 2%3.5%051%2006);
Z ср – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р1ср и Т1ср [26, 27];
0
Мкс – масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КC1 до момента
отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения
КС, т.е. tл < t21, то время t21 в нижеприведенной формуле Г.4 заменяется на tл);
R – газовая постоянная, Дж/(кг · К).
Знак «плюс» в выражении Г.3 применяется при расчете МГ в первом аварийном участ%
ке газопровода, знак «минус» используется при расчете МГ во втором аварийном участке.
Предполагается, что отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до пол%
ного опорожнения второго аварийного участка (т.е. предполагается, что МГ >0).
Мкс вычисляется по следующей формуле
M КС = GКС ⋅ t21 ,
(Г.4)
где GКС – производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации.
Величина Мн (кг) рассчитывается по формуле
1
1
⎛
k+1
k+1 ⎞ 2 ⎞
⎛
⎞ 2 ⎛
⎜
⎟
2 ⋅ M Г ⋅ d0 ⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k%1 λ ⋅ L1 ⎟
⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k%1 ⎟ ⎟
⋅⎜⎜ ⋅⎜
+
−
⋅
Mн =
⎟
⎟
⎜k ⎜ 2 ⎟
⎟ ⎟,
λ ⋅ L1 ⋅ k ⎜ ⎜ k ⎝ 2 ⎠
⎝
⎠
d0 ⎟
⎜
⎟ ⎟
⎜⎝
⎠
⎝
⎠
⎝
⎠
ηL =
2 ⋅ MГ
,
εL ⋅ G0
где Мн (кг) – масса газа, истекающего в адиабатическом режиме;
εL – постоянная времени, с, определяется по соотношению
216
(Г.5)
(Г.6)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
k ⋅λ ⋅ L1
2 L
εL = ⋅ 1 ⋅
,
3 a0
d0
(Г.7)
a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается выражением
a0 = k ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅T0ср ,
(Г.8)
G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле
k+1
P0 ⋅ π⋅ d02 ⋅ k
⎛ 2 ⎞ 2⋅(k%1)
⋅⎜
G0 =
,
⎟
4 ⋅ R ⋅ Z k ⋅T0ср ⎝ k + 1 ⎠
(Г.9)
Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается равным 1).
Масса газа, выброшенного из аварийной секции на первом этапе истечения, определя%
ется по формуле
⎛
⎛
t
M11 = M н ⋅ ⎜1 − exp ⎜ − 2л
⎜ η ⋅ε
⎜
⎝ L L
⎝
⎞⎞
⎛
⎛ t ⎞⎞
⎟ ⎟ + ( M Г − M н )⋅ ⎜⎜1− exp ⎜− л ⎟ ⎟⎟ .
⎟⎟
⎝ εL ⎠ ⎠
⎝
⎠⎠
(Г.10)
Расход газа на момент времени tЛ закрытия линейного крана G1(tл), кг/с, задается формулой
G1(t л ) =
⎛
t
⋅ exp ⎜ − 2л
⎜ η ⋅ε
⋅ε L
⎝ L L
Mн
ηL
2
⎞ (M Г − M н )
⎛ t
⋅ exp ⎜ − л
⎟+
⎟
εL
⎝ εL
⎠
⎞
⎟.
⎠
(Г.11)
Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из
второго аварийного участка газопровода.
Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации ава$
рии на примере первой аварийной секции протяженностью х1
Расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части
(t > tл) задается формулой
⎛ t − tл ⎞
G1(t > t л ) = G1 (t л ) ⋅ exp ⎜ −
⎟,
⎝ εx ⎠
(Г.12)
εx – постоянная времени, с, определяется по формуле
k ⋅λ ⋅ х1
2 х
εx = ⋅ 1 ⋅
,
3 aх
d0
(Г.13)
ax – скорость звука в газе в отсеченной секции на момент времени t12, м/с, задается форму%
лой
aх = k ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅Tхср ,
(Г.14)
217
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Txср – средняя температура в отсеченной секции от линейного крана до места разрыва на
момент времени tл(К) (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром
2%3.5%051%2006).
Масса газа из первой аварийной секции М12 на втором этапе истечения, определяется
по формуле
M12 = ε x ⋅ G1 (t Л ).
(Г.15)
Полная масса газа, выброшенного из первого аварийного участка, рассчитывается как
сумма масс М11 и М12 и рассчитывается по формуле
M1 = M11 + M12 .
(Г.16)
Для второй отсеченной секции длиной х2 расчет производится аналогичным образом.
Пример расчета
В качестве характерного примера рассматривается одна нитка газопровода внешним
диаметром 1420 мм с рабочим давлением (расчетные варианты) 7,5 МПа, 10,0 МПа, 12,0 МПа
и 15,0 МПа и протяженностью 120 км.
Гидравлическая эффективность газопровода принята на уровне 97 %, что также пред%
ставляется достаточно консервативной оценкой.
Компонентный состав газа (в мольных %) принимался в расчетах следующим:
С1 – 98.5; С2 – 0,5; N2 – 1,0.
Плотность транспортируемого природного газа, приведенная к нормальным условиям
(давление 0,1 МПа, температура 0 °С), составляет 0,70225 кг/м3.
Температура газа на входе в газопровод оценочно принималась +10 °С, а температура
прилегающего грунта +5 °С. Коэффициент теплообмена между газом и грунтом принимался
равным 1,2 ккал/(м2 ч · К).
Согласно расчетам значения давления в начале и конце перегона между КС соответ%
ствующие максимальные суточные производительности газопроводов для газопроводов с раз%
личными рабочими давлениями будут следующими:
Рраб = 7,5 МПа:
Рраб = 10,0 МПа:
7,39 МПа → 5,33 МПа,
Q=
92,2 млн м3/сут;
9,87 МПа → 7,03 МПа, Q = 130,8 млн м3/сут;
Рраб = 12,0 МПа: 11,85 МПа → 8,48 МПа, Q = 156,8 млн м3/сут;
Рраб = 15,0 МПа: 14,82 МПа → 10,60 МПа, Q = 193,8 млн м3/сут.
Значения коэффициента гидравлического сопротивления при максимальной загрузке
газопроводов составляют: для газопроводов с рабочим давлением 7,5 МПа – 0,00869, с Рраб =
10,0 МПа – 0,00858, а с Рраб = 12,0 МПа и 15,0 МПа – одинаковое значение 0,00854.
218
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Процесс опорожнения линейного участка газопровода рассчитывался на основе сле%
дующих предположений:
% разрыв газопровода – гильотинный (на полное сечение) и происходит в середине
газопровода;
% вмешательство диспетчерской службы происходит либо в случае уменьшения давле%
ния в выходном коллекторе КС в начале перегона, либо в случае входа в режим помпажа газо%
перекачивающих агрегатов следующей КС, расположенной в конце перегона;
% время принятия решения по перекрытию аварийного участка после получения
информации с приборов контроля занимает у диспетчерской службы 2 мин.;
% после принятия решения (нажатия «красной кнопки») происходит автоматическое
перекрытие шаровых кранов, которое занимает 1,5 мин.
Рассмотрено два варианта перекрытия аварийного линейного участка:
% вариант А – срабатывают ближайшие к сечению разрыва шаровые краны, располо%
женные по предположению каждый на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку от сечения
разрыва – при этом производится опорожнение аварийной секции газопровода длиной 20 км;
% вариант Б – срабатывают только охранные станционные краны, так что производится
опорожнение всего рассматриваемого аварийного участка между КС протяженностью 120 км.
Как показывают расчеты, при расположении сечения разрыва посредине линейного
перегона между КС, оперативное вмешательство диспетчерской службы при разрыве газопро%
вода во всех рассмотренных случаях происходит вследствие входа в зону помпажа газоперека%
чивающих агрегатов на КС2, расположенной вниз по потоку. Время срабатывания антипом%
пажной защиты КС зависит от рабочего давления в газопроводе и составляет 2,52 мин для
газопровода с рабочим давлением 7,5 МПа, 2,65 мин при рабочем давлении 10,0 МПа,
2,74 мин при рабочем давлении 12,0 МПа, и 2,86 мин при рабочем давлении 15,0 МПа. На
рисунках Г.2 – Г.5 приведено сравнение изменения расходов газа во времени для двух сцена%
риев срабатывания линейных кранов, рассчитанных по точной конечно%разностной и инже%
нерной методикам.
Сравнение показывает, что максимальные отличия не превышают 15 % и в расчетах
режимов с перекрытием линейных кранов, и в расчетах режимов закрытия только стан%
ционных охранных кранов. Некоторое различие формы графиков в расчетах с перекрыти%
ем линейных кранов (рисунок Г.2; Г.3) связано с различием подхода к учету закрытия
линейных кранов. В точной конечно%разностной модели предполагается, что закрытие
кранов производится в течение 1,5 мин, а в инженерной модели,– что это происходит
мгновенно.
219
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Вариант А – закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа
от места аварии. Конечно%разностная методика
Рисунок Г.2 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
Вариант А – закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа
от места аварии. Инженерная методика
Рисунок Г.3 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
220
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Вариант Б – закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км
от места аварии. Конечно%разностная методика
Рисунок Г.4 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
Вариант Б – закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км
от места аварии. Инженерная методика
Рисунок Г.5 – Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
221
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Г.2 Разгерметизация нитки многониточного газопровода при открытых кранах на пере$
мычках
Исходные данные:
λ – коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
d0 – внутренний диаметр трубы, м;
Р1ср (Па), Т1ср (°К) – средние давление и температура для первого аварийного участ%
ка газопровода;
Q – производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;
Рн, Рк – давления в начале и конце газопровода до его разрыва, Па;
ρ – плотность газа при нормальных условиях, г/м3;
L1, L2 – расстояния от места разрыва до КС1 и КС2 соответственно, м;
х1, х2 – расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;
k – показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
G1(t) – массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, кг/с,
М1, М2 – полная масса газа, выброшенного из первого и второго аварийного участка
соответственно, кг.
Порядок расчета
Разгерметизация многониточного газопровода рассчитывается в предположении, что
число ниток две и более (N ≥ 2).
Моделируется разрыв участка многониточного газопровода на перегоне между ком%
прессорными станциями КС1 и КС2 на расстоянии L1 (м) от КС1 (рисунок Г.6). Направление
движения газа слева направо.
Рисунок Г.6 – Обобщенная схема многониточного газопровода
222
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Сценарий аварии соответствует таковому для однониточного газопровода. Аварийным
участком считается участок А%С (рисунок Г.7) от места разрыва многониточного трубопрово%
да до компрессорной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места
разрыва до КС1, соответственно под вторым аварийным участком – участок от места разрыва
до КС2). Аварийной секцией считается участок Б%С (рисунок Г.7) от места разрыва до ближай%
шего линейного крана на крановом узле (если линейный кран отсутствует или не может быть
закрыт, – под аварийной секцией понимается весь аварийный участок, и расчет истечения
ведется только по формулам первого этапа).
1
2
Рисунок Г.7 – Эквивалентная схема многониточного газопровода для расчета
аварийного истечения
Характер истечения при аварии многониточного газопровода определяется соотношени%
ем между суммарной пропускной способностью всех ниток и расходом при установившемся
течении газа в аварийной секции от места разрыва до ближайших перемычек между нитками (на
рисунке Г.7(а) – участок между точками Б–С). Если секция достаточно длинная, то падение
давления в ней за счет трения велико и, соответственно, квазистационарный расход мал.
Считаем, что истечение из многониточного газопровода эквивалентно истечению из
трубы с переменным (в месте соединения ниток перемычками) сечением. Истечение рассчи%
тывается по эквивалентной модели, которая многониточную систему от КС до последних
223
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
перед разрывом перемычек аппроксимирует «толстой» трубой А%Б (рисунок Г.7(б)) с эквива%
лентным сечением, равным сумме поперечных сечений всех ниток, и патрубком Б%С от кра%
нового узла с перемычками до места разрыва.
В начале истечения реализуется переходный процесс формирования квазистационар%
ного распределения скорости по длине аварийной секции (патрубка), а затем при его дости%
жении расход газа далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами фор%
мирования течения газа в «толстой» трубе (участок А%Б на рисунке Г.7(б)) до времени пере%
крытия запорных кранов Лi.
Расчет истечения газа для каждой из аварийных участков выше и ниже по потоку газа
от места разрыва производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается аварийный рас%
ход газа от момента аварии до момента закрытия линейных кранов Л1 и Л2. На втором – ава%
рийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия линейного крана на аварийной
секции) до его полного истечения.
Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии до
отсечения аварийной секции tл (на примере расчета для первого аварийного участка)
а) Расчет параметров истечения для переходного процесса
Протяженность первого аварийного участка рассчитывается по формуле (см. рисунок Г.6)
L1 = LК1 + x1 .
(Г.17)
Давление Р0 в момент аварии в точке разрыва газопровода определяется по формуле
P0 = Pн2 − (Pн2 − Pк2 )⋅
L1
.
L
(Г.18)
Расход газа G1(t) (кг/с) при t больше 0,1(с) для первого аварийного участка протяжен%
ностью L1 задается формулой
G1(t ) =
⎛
t
⋅
− 2
exp
⎜
2
⎜
ηL ⋅ε L
⎝ ηL ⋅ε L
Mн
⎞ (M Г − M н )
⎛ t
⋅ exp ⎜−
⎟+
⎟
εL
⎝ εL
⎠
⎞
⎟,
⎠
(Г.19)
МГ – масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг, определя%
ется из формулы
MГ =
L1 ⋅ π⋅ d02 ⋅ P0ср
4 ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅T1ср
± M KC .
(Г.20)
Знак «плюс» применяется при расчете МГ в первом аварийном участке газопровода,
знак «минус» используется при расчете МГ во втором аварийном участке. Предполагается, что
отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до полного опорожнения
второго аварийного участка (т.е. предполагается, что МГ >0).
224
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Мкс – масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КС1 до момента
отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения
КС, т.е. tл < t21, то время t21 в нижеприведенной формуле заменяется на tл) рассчитывается по
формуле
M КС = GКС ⋅ t21 ,
(Г.21)
1
где GКС – производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации,
ρ⋅ Q ⋅106
вычисляемая как GКС =
, где ρ – плотность газа при нормальных условиях (для мета%
86400
на 0,7168 кг/м3);
Р1ср – среднее давление для первого аварийного участка газопровода, Па;
T1ср – средняя температура газа в первом аварийном участке газопровода в момент ава%
рии, К;
Z 0ср – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р1ср и T ср .
1
Величина МН (кг) рассчитывается по формуле
Mн
1
1
⎛
k+1
k+1 ⎞ 2 ⎞
⎛
⎞ 2 ⎛
⎜
⎟
2 ⋅ M Г ⋅ d0 ⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k%1 λ ⋅ ( L1 − LП1 ) ⎟
⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k%1 ⎟ ⎟
=
⋅⎜⎜ ⋅⎜
+
−
⋅
⎟
⎟
⎜k ⎜ 2 ⎟
⎟ ⎟,
λ ⋅ L1 ⋅ k ⎜ ⎜ k ⎝ 2 ⎠
⎝
⎠
d0
⎟
⎜
⎟ ⎟
⎜⎝
⎠
⎝
⎠
⎝
⎠
(Г.22)
2 ⋅ MГ
,
εL ⋅ G0
(Г.23)
ηL =
εL – постоянная времени, с, задается выражением
k ⋅λ ⋅ L1
2 L
εL = ⋅ 1 ⋅
,
3 a0
d0
(Г.24)
a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, определяется по формуле
a0 = k ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅T0ср ,
(Г.25)
G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле
P0 ⋅ π⋅ d02 ⋅ k
k+1
⎛ 2 ⎞ 2⋅(k%1)
G0 =
⋅⎜
,
⎟
4 ⋅ R ⋅ Z k ⋅T0ср ⎝ k + 1 ⎠
(Г.26)
Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).
Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима
истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение
разрыва значения GСТАЦ, кг/с, которое определяется по формуле
225
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
GСТАЦ =
P0 ⋅ π⋅ d02
4 ⋅ R ⋅ Z k ⋅T0ср
⋅ vП ,
(Г.27)
где vn – скорость газового потока в районе перемычек между нитками (точки А1 и А2), необхо%
димая для существования стационарного режима истечения, задается выражением
vп = M ⋅ a0 ,
(Г.28)
где М – число Маха в рассматриваемой точке газового потока;
a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с.
Значение времени, при котором расход сравнивается с GСТАЦ, определяется как tСТАЦ.
Число Маха определяется из решения следующего уравнения
k −1 2
1+
M
k ⋅λ ⋅ x1
1
1 k +1
2
),
=
− −
⋅ ln(
k +1 2
2d 0
4
2M 2 2
M
2
(Г.29)
б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения
После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за
счет установления течения в «толстой» трубе. При этом считается, что длина вышеупомяну%
той эквивалентной «толстой» трубы равна LК1 (см. рисунок Г.6), а эквивалентный диаметр
вычисляется из соотношения
Dэкв = d0 N .
(Г.30)
Тогда расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной секции после завершения переходного
процесса при t ≥ tСТАЦ задается формулой
⎛ t − tСТАЦ ⎞
G1(t ) = GСТАЦ ⋅ exp ⎜ −
⎟,
⎜ ε
⎟
СТАЦ ⎠
⎝
(Г.31)
где tСТАЦ – время достижения квазистационарного режима истечения, с;
εСТАЦ – постоянная времени, с;
εСТАЦ =
2 N ⋅ LK1 k ⋅λ ⋅ Lк1
⋅
.
3 a0
Dэкв
(Г.32)
Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации ава$
рии и закрытия линейных кранов на примере первой аварийной секции протяженностью х1
Расход газа G2(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части
(t > tл) задается формулой
226
⎛ t − tЛ ⎞
G2 (t > t Л ) = G1 (t Л ) ⋅ exp ⎜ −
⎟,
⎝ εx ⎠
(Г.33)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
εx – постоянная времени, с, вычисляется по формуле
k ⋅λ ⋅ х1
2 х
εx = ⋅ 1 ⋅
.
d0
3 a0
(Г.34)
Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из
второго аварийного участка газопровода.
Пример расчета
В качестве примера на рисунке Г.8 приведен график зависимости расхода газа от вре%
мени для аварийной секции вверх по потоку при рабочих давлениях 7,5; 12,0 МПа.
В качестве исходных данных были значения из примера Г.1. Количество параллельных
ниток в расчетах принималось N = 3 и N = 5.
Рисунок Г.8 – График зависимости расхода газа от времени для аварийной секции вверх
по потоку при давлениях 7,5; 12,0 МПа
Г.3 Разгерметизация технологической линии на площадочных сооружениях (на примере КС)
Исходные данные:
λ – коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
Lмг, Dмг – длина и внутренний диаметр трубы МГ, м;
T0 – средняя температура газа в МГ на входе площадочного сооружения, К;
Р0 – давление в МГ на входе площадочного сооружения до аварии, Па;
ρ – плотность газа при нормальных условиях (г/м3);
227
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
LМГ – длина магистрального газопровода, подводящего газ к площадочному объекту
(КС, ГРС или АГНКС), м;
L1 – длина участка подводящей однородной трубы (с одинаковым диаметром) от узла
подключения МГ (кранового узла) до труб обвязки оборудования площадочного объекта, м;
d0 – внутренний диаметр патрубка, м;
k – показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
G1(t) – массовый расход, (кг/с).
Порядок расчета
Участок трубопровода от МГ до места разрыва на площадочных сооружениях КС,
ГРС и АГНКС может состоять из нескольких участков с различным диаметром труб исхо%
дя из технологической схемы объекта. При этом характер истечения при аварии на пло%
щадочных сооружениях определяется наименьшей пропускной способностью участка
труб с максимальным гидравлическим сопротивлением. Если гидравлическое сопротив%
ление участка достаточно велико, то падение давления в нем за счет трения велико и
истечение газа быстро переходит в установившийся квазистационарный режим, при этом
квазистационарный расход мал.
Рассмотрим аварию на примере КС (рисунок Г.10). На формирование аварийного
выброса сильно влияет, с какой («низкой» или «высокой») стороны от КС произошла
авария. При аварии с «высокой» стороны может реализоваться два варианта:
а) авария между ГПА и отсечным клапаном,
б) авария между отсечным клапаном и крановым узлом Кр8.
Авария типа а) очень быстро обнаруживается, локализуется без крупных последствий и
больших выбросов газа. С точки зрения оценки риска рассматривать эту ситуацию нецелесо%
образно. Авария типа б) может быть оценена по методике Г.1 приложения Г.
При аварии с «низкой стороны» истечение может быть рассчитано по эквивалентной
модели «толстая труба – патрубок», в которой МГ является «толстой» трубой А%Б (рисунки
Г.9, Г.10) с присоединенным к ней патрубком Б%С от МГ до места разрыва. В качестве патруб%
ка принимается однородный участок с наибольшим гидравлическим сопротивлением.
В начале истечения реализуется переходный процесс формирования квазистационар%
ного распределения скорости по длине (патрубка), а затем при его достижении расход газа
далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами формирования течения
газа в «толстой» трубе МГ (участок А%Б на рисунке Г.11) до времени перекрытия запорного
крана Кр7 (рисунок Г.9).
228
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Г.9 – Эквивалентная схема основного потока газа на типовой КС
раб
Рисунок Г.10 – Схема возможной аварии на площадочных сооружениях КС, ГРС и АГНКС
1
Рисунок Г.11 – Эквивалентная схема аварии на площадочных сооружениях КС, ГРС
и АГНКС
229
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Расчет истечения газа производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается аварий%
ный расход газа от момента аварии до момента закрытия линейного крана Кр7. На втором – ава%
рийный расход газа из отсеченной секции до его полного истечения.
Этап I. Расчет истечения газа от момента аварии до отсечения аварийного участка от МГ
а) Расчет параметров истечения для переходного процесса установления квазистацио%
нарного профиля давления в патрубке.
Расход газа G1(t) (кг/с) при формировании квазистационарного течения газа в патруб%
ке протяженностью L1 задается формулой
G1(t ) =
⎛
t
⋅
− 2
exp
⎜
2
⎜
ηL ⋅ε L
⎝ ηL ⋅ε L
Mн
⎞ (M Г − M н )
⎛ t
⋅ exp ⎜−
⎟+
⎟
εL
⎝ εL
⎠
⎞
⎟,
⎠
(Г.35)
МГ – масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг, определя%
ется по формуле
MГ =
L1 ⋅ π⋅ d02 ⋅ P0
4 ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅T0
,
(Г.36)
Z 0ср – коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р0 и Т0.
Величина МН (кг) рассчитывается по формуле
MН
1
1
⎛
k+1
k +1 ⎞ 2 ⎞
⎛
⎞ 2 ⎛
⎜
⎟
2 ⋅ M Г ⋅ d0 ⎜ ⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k%1 λ ⋅ L1 ⎟
⎜ 1 ⎛ k + 1 ⎞ k −1 ⎟ ⎟
=
⋅ ⎜ ⋅⎜
+
−
⋅
⎟
⎟
⎜k ⎜ 2 ⎟
⎟ ⎟,
λ ⋅ L1 ⋅ k ⎜ ⎜ k ⎝ 2 ⎠
d0 ⎟
⎝
⎠
⎜
⎟ ⎟
⎜⎝
⎠
⎝
⎠
⎝
⎠
ηL =
2 ⋅ MГ
,
εL ⋅ G0
(Г.37)
(Г.38)
εL – постоянная времени, с, рассчитывается по формуле
k ⋅λ ⋅ L1
2 L
εL = ⋅ 1 ⋅
,
3 a0
d0
(Г.39)
a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается формулой
a0 = k ⋅ R ⋅ Z 0ср ⋅T0ср ,
(Г.40)
G0 – начальный критический массовый расход газа, кг/с, вычисляется по формуле
G0 =
230
P0 ⋅ π⋅ d02 ⋅ k
4 ⋅ R ⋅ Z k ⋅T0ср
k+1
⎛ 2 ⎞ 2⋅(k%1)
⋅⎜
,
⎟
⎝ k +1 ⎠
(Г.41)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Zк – коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).
Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима
истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение
разрыва значения GСТАЦ, кг/с, которые рассчитывается по формуле
GСТАЦ =
P0 ⋅ π⋅ d02
4 ⋅ R ⋅ Z k ⋅T0ср
⋅ vП ,
(Г.42)
где vП – скорость газового потока в начале участка с максимальным гидравлическим сопро%
тивлением (точка Б на рисунке Г.11), необходимая для существования стационарного режима
истечения, задается выражением
vп = M ⋅ a0 ,
(Г.43)
где М – число Маха в рассматриваемой точке газового потока;
a0 – скорость звука в газе до разрыва, м/с.
Число Маха определяется из решения следующего уравнения
k −1 2
1+
M
k ⋅λ ⋅ x1
1
1 k +1
2
ln(
).
=
−
−
⋅
k +1 2
2d 0
4
2M 2 2
M
2
(Г.44)
б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения.
После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за
счет установления течения в «толстой» трубе МГ. Тогда расход газа G1(t) (кг/с) для аварийной
секции после завершения переходного процесса при t ≥ tСТАЦ задается формулой
⎛ t − tСТАЦ ⎞
G1(t ) = GСТАЦ ⋅ exp ⎜ −
⎟,
⎜ ε
⎟
СТАЦ
⎝
⎠
(Г.45)
где tСТАЦ – время достижения квазистационарного режима истечения, с;
εстац – постоянная времени, с, определяется по формуле
εСТАЦ =
2 LМГ k ⋅λ ⋅ LМГ
⋅
,
3 a0
DМГ
(Г.46)
Этап II. Расчет массового расхода газа после локализации аварии и закрытия линейных кранов
Расход газа G2(t) (кг/с) для аварийной секции после закрытия запорного крана
(t > tзакрытия) задается формулой
⎛ t − t закрытия ⎞
G2 (t > t Л ) = G1 (t Л ) ⋅ exp ⎜ −
⎟,
εx
⎝
⎠
(Г.47)
231
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
εx – постоянная времени, с, определяется по формуле
k ⋅λ ⋅ L1
2 х
εx = ⋅ 1 ⋅
.
d0
3 a0
(Г.48)
Г.4 – Частичная разгерметизация газопровода
Исходные данные
dэкв – эквивалентный диаметр разрыва, м;
d0 – внутренний диаметр трубы, м;
Р0 – давление в месте разрыва газопровода, Па;
м2
R – газовая постоянная, 2 ;
с ⋅К
T0 – температура газа в газопроводе, К;
k – показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры
G – массовый расход газа при частичном разрыве, кг/с.
Порядок расчета
Под частичной разгерметизацией газопровода понимается обрыв штуцера, бобышки,
свищ, трещина длиной до 25 % от диаметра трубы, если площадь сечения разрыва Sp не пре%
вышает 10 % площади сечения газопровода.
Массовый расход газа при частичной разгерметизации G, кг/с, определяется по формуле
1
k+1 ⎤ 2
⎡
S р P0 ⎢ ⎛ 2 ⎞ k%1 ⎥
G =μ
k⎜
⎟
⎥ ,
RT0 ⎢ ⎝ k + 1 ⎠
⎢⎣
⎥⎦
(Г.49)
где μ – коэффициент расхода, б/р, определяется по формуле (Г.53);
Sp – площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).
Площадь сечения разрыва Sp, м2, если она задана как доля сечения трубы Δ, определя%
ется по формуле
Sp = Δ
π d02
,
4
(Г.50)
где Δ – доля сечения трубы, б/р, определяется из данных об аварии;
d0 – внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах
газопровода.
Эквивалентный диаметр разрыва dэкв, м, определяется по формуле
1
dэкв
232
⎛ 4Sp ⎞ 2
=⎜
⎟ ,
⎝ π ⎠
(Г.51)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
где Sp – площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).
Соотношение βμ, б/р, определяется по формуле
βμ =
dэкв
,
d0
(Г.52)
где dэкв – эквивалентный диаметр разрыва, м, определяется по формуле (Г.51);
d0 – внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах
газопровода.
Коэффициент расхода μ, б/р, определяется по формуле
μ = 0,40113 − 0,05241β μ + 0,085406 β μ2 + 0,47181 β μ3,
(Г.53)
где βμ – соотношение, б/р, определяется по формуле (Г.52).
233
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Д
(рекомендуемое)
Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого
продукта при разгерметизации конденсатопродуктопроводов
Д.1 Полный разрыв трубопровода
При разрыве (или разрушении) трубопровода, транспортирующего вскипающую
жидкость, в нем инициируется целая совокупность взаимосвязанных и взаимообусловлен%
ных процессов. В начальный момент времени происходит полный разрыв трубопровода. В
результате от места разрыва по трубопроводу распространяются волны разгрузки. Давление
в этих волнах падает и скорость транспортируемого продукта изменяется: в участке до места
разрыва среда ускоряется, а в участке после него замедляется до такой степени, что имеет
место обратный сток. В первые мгновения после разрушения, пока идет разгрузка на месте
разрушения, происходит выброс жидкой фазы с очень большой интенсивностью, выбро%
шенный на этой стадии продукт, вскипает за пределами трубопровода. После спада давле%
ния вскипание жидкой фазы происходит уже внутри трубы, и на выходе наблюдается двух%
фазный поток. Интенсивность этого потока зависит от целого ряда факторов: начального
состояния вскипающей жидкости, ее свойств, расположения зоны вскипания (фронт вски%
пания) в трубопроводе. При этом следует отметить, что у интенсивности истечения двухфаз%
ного потока имеется определенный предел (запирание потока), по достижению которого
эта интенсивность перестает расти, даже если и дальше уменьшать давление, создающее
градиент для выброса.
Следует отметить, что интенсивность истечения в режиме запирания зависит как от
начального состояния, в котором среда находилась перед выбросом, так и от свойств веществ.
Если непосредственно перед выбросом вещество находилось в жидкой фазе при температуре
насыщения, то интенсивность выброса будет зависеть только от этой температуры насыще%
ния (или от соответствующего ей давления). В рассматриваемой ситуации, когда непосред%
ственно перед выбросом среда находится только в жидкой фазе, при истечении в запирающем
режиме сначала имеет место именно такой, максимальный расход, затем интенсивность пото%
ка на выходе из трубопровода снижается. В частности, это может быть обусловлено тем, что
на срезе трубопровода, непосредственно перед выбросом, будет находиться среда с темпера%
турой меньшей, чем та, что была у изначально транспортируемой жидкой фазы. Такая ситуа%
ция может возникнуть, если фронт вскипания будет находиться не непосредственно у среза, а
в глубине трубы на некотором расстоянии от него.
234
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Фронты вскипания действительно могут перемещаться вглубь трубы от места, где про%
изошла разгерметизация. Такое перемещение возможно только при условии, что скорость
движения фронта относительно среды будет больше скорости движения самой среды. Вски%
пание происходит там, где давление падает до давления насыщения. Распространению фрон%
тов вскипания в трубах способствуют ровные участки, в которых отсутствует движение среды
и давление близко к давлению насыщения. Перемещению фронтов вскипания препятствуют
столбы жидкости и нагнетание в трубопровод новых объемов жидкого продукта; в этом слу%
чае фронт вскипания, распространяющийся от места разрушения, может остановиться в
некотором поперечном сечении трубопровода.
Таким образом, при разрушении трубопровода можно выделить следующие режимы:
% непосредственно сразу после разрушения трубопровода очень непродолжительное
время имеет место выброс жидкой фазы с высокой интенсивностью;
% двухфазный выброс на стадии циркуляции по трубопроводу волн давления;
% истечение двухфазного потока в установившемся режиме на стадии работы насосов и
неперекрытых задвижек;
% истечение двухфазного потока только из отсеченного участка за счет избыточного
давления, причем в этом случае можно выделить два варианта:
а) первый, когда над местом разрушения существует столб жидкости, который не
позволяет зоне вскипания распространиться от места разрушения;
б) второй, когда участок трубопровода достаточно ровный и в этом случае зона вскипа%
ния может распространиться на весь трубопровод;
% завершение режима двухфазного истечения за счет избыточного давления, суще%
ствовавшего в трубопроводе; при этом, так же как и в предыдущем режиме, существует два
варианта:
а) первый, после того, как существовавший над местом разрушения столб жидкости
вытек, из трубопровода в окружающую среду поступает лишь газовая фаза, которая образова%
лась внутри трубы в «газовых подушках» наряду с образующейся от кипения и испарения
жидкости фазой, оставшейся в «карманах», созданных рельефом трассы; не исключен и
выброс отдельных объемов жидкости из таких «карманов»;
б) второй, когда давление в достаточно ровном участке трубопровода упало до давле%
ния окружающей среды и при этом жидкая фаза, оставшаяся в трубе, охладилась до темпера%
туры кипения; в этом случае из разрушенного трубопровода будет идти эмиссия паров транс%
портируемого продукта и истечение жидкой фазы за счет действия силы тяжести в режиме
неполного перекрытия сечения жидкостью.
235
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Для прогнозирования последствий аварий на конденсатопродуктопроводе следует рас%
сматривать лишь те из перечисленных режимов выброса, которые дают определяющий вклад
в формирование облаков, способных распространяться от места аварии. Для формирования
такого облака необходимо, с одной стороны, наличие высокой интенсивности выброса, а с
другой стороны – достаточно долгое время существования выброса. Такому критерию удовле%
творяют два режима:
% режим до отсечения аварийного участка задвижками при продолжающейся закачке
продукта в трубопровод (напорное истечение);
% режим самотечного истечения до тех пор, пока в трубопроводе на месте разрушения
имеется избыточное давление и жидкая фаза (самотечный режим).
При этом в качестве значения расхода в месте разрушения нужно использовать интенсив%
ность расхода в запирающем потоке, соответствующую максимально возможному значению.
Исходные данные:
d0 – внутренний диаметр трубопровода, м;
Lтр – полная длина трубопровода, м;
хразр – расстояние от начала трубопровода до места аварии, м;
h(x) – профиль трассы, м;
где х – расстояние по трассе трубопровода от 0 до Lтр,м;
P(x) – профиль давления в трубопроводе, Па;
ТТР – температура транспортируемого жидкого продукта, К;
Н – напорная характеристика насосов (насоса) на входе, м;
G – расход, м3/с;
zтр – размер шероховатости внутренней поверхности трубы;
xi – координаты расположения задвижек по трассе, м;
tоткл – время, за которое происходит отключение насосов и прекращается подача в трубо%
провод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода;
Рнасыщ – давление насыщенных паров транспортируемого продукта при температуре Ттр, Па;
⎛ dP ⎞
⎛ dP ⎞
– кривая насыщения (или, что то же самое, φ(T ) = T ⎜
);
⎜ dT ⎟
⎟
⎝
⎠ насыщ
⎝ dT ⎠ насыщ
Ср – теплоемкость жидкой фазы;
vL(T) – температурные зависимости удельного объема жидкой фазы;
hL(T) – энтальпия жидкой фазы;
Pнасыщ(T) – связь давления насыщения с температурой;
1
v = ψ(G , P ) = 2 (−φ + φ 2 + 2q 2 (hL (Tтр ) + vLφ − hL )) – уравнение связи удельного объема
q
двухфазной смеси с давлением в зависимости от некоторого параметра G. Давление входит в
функцию ψ, через φ(T), vL(T), hL(T) и при замене Т по зависимости P = Pнасыщ(T);
236
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Pа – атмосферное давление, Па;
ρ – плотность транспортируемой жидкой фазы, кг/м3;
Pвх – давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму
перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;
Рнасос – давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;
N – количество этапов истечения, характеризующихся разной величиной осредненной
в пределах этапа интенсивностью выброса;
Искомые параметры:
Gвыбр(k) – значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода для каж%
дого k%го этапа выброса (k = 1, …, N), кг/с;
αвыб(k) – массовые доли газовой фазы на каждом этапе выброса, б/р;
Gпролив(k) – интенсивности поступления жидкости в пролив на каждом этапе выброса, кг/с;
Tвыбр(k) – температуры на каждом этапе выброса, К;
t(k) – длительности k%го этапа выброса, с.
Порядок расчета
Д.1.1 Расчет истечения жидкости, транспортируемой по конденсатопроводу, при условии
что жидкость не вскипает при сбросе давления до величины Рa.
Расчет истечения состоит из следующих шагов:
Шаг 1. Проверяется условие невскипания транспортируемой жидкой фазы при сбросе
давления, т.е. выполнения неравенства
Pнасыщ (Tтр ) < Pa .
(Д.1)
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца трубо%
провода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода, рассчитывается по формуле
S1 = 0,25 · π · d20.
(Д.2)
Шаг 3. По известному профилю трассы h(x) определяется hразр = h(xразр) уровень
высотной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д.1).
Шаг 4. Определяется h′′макс максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
конца трассы по формуле
''
hмакс
=
max
x∈( xразр ,Lтр )
(h( x) )
(Д.3)
и отметка, на которой достигается эта высота x′′макс (рисунок Д.1).
Шаг 5. Определяются координаты близлежащих задвижек – до и после места разруше%
ния – xдо и xпосле. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале кон%
237
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
денсатопродуктопровода), то хдо = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения
(разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то хпосле = Lтр (рисунок Д.1).
Шаг 6. Определяется максимальная высота трассы h′макс (1) на участке от хдо до места
разрыва и координата этой точки по трассе x′макс (1) (рисунок Д.2).
'
hмакс
1 =
max
x∈( xзадвижка до , xразр )
(h( x ) ).
(Д.4)
Шаг 7. Определяется максимальная высота трассы h′′макс (1) на участке от места разры%
ва до хпосле и координатa этой точки по трассе x′′макс (1) (рисунок Д.2) по формуле
"
hмакс
1 =
max
x∈( xразр , xзадвижка после )
(h( x) ).
(Д.5)
Шаг 8. Определяется последовательность из N ′ локальных максимумов, спускающих%
ся от x′макс (1) к месту аварии x′макс (к) и высотные отметки в этих точках h′макс (к) (рисунок Д.2)
по формуле
'
'
hмакс
(1) = h( xмакс
(1)).
(Д.6)
Шаг 9. Определяется последовательность из N ′′ локальных максимумов, спускающих%
ся от x′′макс (1) к месту аварии x′′макс (к) и высотные отметки в этих точках h′′макс (к) (рисунок
Д.2) по формуле
''
''
hмакс
(1) = h( xмакс
(1)).
(Д.7)
Шаг 10. Определяются массы жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после, которые способ%
ны вытечь из двух участков конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения: из
участка, расположенного до места аварии, и из участка, расположенного после (процедура
определения этой величины приведена далее в разделе Д.1.3 («Определение массы, способной
вытечь из трубопровода в самотечном режиме (после отключения насосов»).
Шаг 11. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуемое значение – N = 5
Выделяется первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения
до отключения насосов и перекрытия задвижек.
Выделяются второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …,N) – это этапы самотеч%
ного истечения – от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после с обоих концов трубопровода.
Шаг 12. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом
этапе по формуле
238
Gвыбр (1) = Gвыбр до (1) + Gвыбр после (1),
(Д.8)
t (1) = tоткл .
(Д.9)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.1 – Схема расположения места разрушения, близлежащих задвижек
и перевальной точки (на участке после места разрушения)
Рисунок Д.2 – Схема определения последовательности сходящихся к месту
аварии локальных максимумов
239
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Величина Gвыбр до определяется как решение следующей системы уравнений
⎧⎡
⎤
xразр uдо (1) uдо (1)
⎤
⎪ ⎢ Pвх + h (0 )⎥ − ⎡ Pa + h
= λ (uдо (1))
разр
⎢
⎥
⎪ ⎢ ρg
2g
d0
⎦
⎥⎦ ⎣ ρg
⎪⎣
0,25
⎪
d u 1
⎪λ (u (1))= 0,11 ⎛⎜ z тр + 68 ⎞⎟ ,Re = 0 до ( )
до
до
⎨
⎜d
⎟
ν
⎝ 0 Re до ⎠
⎪
⎪ Pвх Pнасос
2
−
= a − bG до
(1)
⎪
ρg
⎪ ρg
⎪G 1 = 0,25πd 2ρu 1 ,
⎪⎩ до ( )
0
до ( )
(Д.10)
где Рвх – давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму пере%
качки от насосов (насоса) до места разрыва;
Рнасос – давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;
uдо(1) – скорость транспорта на участке до места разрушения.
Величина Gвыбр после определяется как решение следующей системы уравнений
( )
⎧
'
⎤
xмакс
− xразр uпосле (1) uпосле (1)
⎤ ⎡ Pнасыщ Т тр
⎪ ⎡ Pa + h
⎢
⎥
h
u
1
−
+
=
λ
(
)
(
)
разр
макс
после
после
⎢
⎥
⎪ ⎣ ρg
d0
2g
ρg
⎥⎦
⎦ ⎢⎣
⎪
0,25
⎪
d0 uпосле (1)
⎛ z тр
68 ⎞
⎪
+
,Re после =
⎨λ (uпосле (1))= 0,11 ⎜
⎟
ν
⎝ d0 Reпосле ⎠
⎪
⎪
2
(Д.11)
⎪Gпосле (1) = 0,25πd0 ρuпосле (1),
⎪
⎪
⎩
где uпосле(1) – скорость транспорта на участке после места разрушения.
Шаг 13. Определяется расход Gвыбр(k) на этапах самотечного истечения (k = 2, …, N) в
случае если не происходит вскипание жидкости по формуле
Gвыбр (k ) = Gвыбр до (k ) + Gвыбр после (k ).
(Д.12)
Величина Gвыбр до(k) определяется как решение следующей системы уравнений
⎧⎡
⎤ ⎡P
xразр − xk до uдо (k ) uдо (k )
⎤
a
⎪ ⎢ Pнасыщ + h (x
h
u
k
⎥
−
+
=
λ
(
)
)
(
)
разр ⎥
до
k до
⎢
⎪ ⎢ ρg
2g
d0
⎥⎦ ⎣ ρg
⎦
⎪⎣
0,25
⎪
d0 uдо (k )
⎛ z тр
68 ⎞
⎪
+
,Re до =
⎟⎟
⎨λ (uдо (k ))= 0,11 ⎜⎜
ν
⎪
⎝ d0 Re до ⎠
⎪
2
⎪G до (k ) = 0,25πd0 ρuдо (k ),
⎪
⎪
⎩
240
(Д.13)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Величина Gвыбр после(k) определяется как решение следующей системы уравнений
⎧
xk после − xразр uпосле (k ) uпосле (k )
⎤
⎤ ⎡ Pнасыщ
⎪ ⎡ Pa + h
−⎢
+ h (x k после (k ))⎥ = λ (uпосле (k ))
разр
⎢
⎥
⎪ ⎣ ρg
2g
d0
⎦ ⎣ ρg
⎦
⎪
0,25
⎪⎪
d0 uпосле (k )
⎛ zтр
68 ⎞
λ
=
+
0,11
,Re после =
u
k
⎨ ( после ( ))
⎜
⎟
ν
⎝ d0 Re после ⎠
⎪
⎪
2
(Д.14)
⎪Gпосле (k ) = 0,25πd0 ρuпосле (k ),
⎪
⎪⎩
где xдо (k) и xпосле (k) – координаты на начало k%го этапа движущихся поверхностей раздела
«жидкий продукт%газ» в отрезках трубы, расположенных до и после места разрушения.
Для k = 2
xдо (2)= х′макс (1),
(Д.15)
xпосле (2) = х′′макс (1).
(Д.16)
Для k = 3,… 5 величины xдо(к) и xпосле(к) вычисляются по формулам
x до (к + 1) = x до (к) + uдо (k )⋅t (k ) + Δl до (к),
(Д.17)
xпосле (к + 1) = xпосле (к) + uпосле (k )⋅ t (k )− Δ lпосле (к ),
(Д.18)
где Δlдо(k) и Δlпосле(k) – суммарная протяженность «карманов» на участках до и после места
разрушения, где может остаться транспортируемая жидкая среда при истечении на k%ом этапе
(на рисунке Д.3 представлена графическая интерпретация формул (Д.17 – Д.18), она показы%
вает, как за один k%й этап длительностью t(k) в конденсатопродуктопроводе происходит пере%
мещение поверхностей раздела «жидкий продукт%газ»).
Длительность k%го этапа определяется следующим образом:
если Мвозм. до (к) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода до места разруше%
ния к началу k%го этапа уже закончился; то длительность вычисляется по формуле
t (k ) =
M возм
посл (к)
(N − k + 1) Gпосл (k )
,
(Д.19)
если Мвозм. до (k) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода после места разру%
шения к началу k%го этапа уже закончился, то длительность вычисляется по формуле
t (k ) =
M возм до (к)
(N − k + 1) G до (k )
,
(Д.20)
если Мвозм. до (к) и Мвозм. после (k) не равны нулю, то t(k) определяется следующим образом:
241
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎧
⎧⎪
M возм до (к)
M
(к) Mвозм после (к)
M
(к) ⎫⎪
⎪min ⎨
>
; возм после ⎬ , если возм до
Gпосле (k ) ⎪⎭
Gпосле (k )
G до (k )
⎪⎪
⎪⎩ (N − k + 1) G до (k )
t (k ) = ⎨
(Д.21)
⎧⎪ M возм до (к)
M возм до (к) Mвозм после (к)
⎪
M возм после (к) ⎫⎪
≤
,
min
;
,
если
⎨
⎬
⎪
Gпосле (k )
G до (k )
⎪⎩ G до (k ) (N − k + 1) Gпосле (k ) ⎪⎭
⎩⎪
где Мвозм. до (к) и Мвозм. после (k) – массы транспортируемого жидкого продукта, сток которых
возможен после начала k%го этапа самотечного истечения. При k = 2
Рисунок Д.3 – Схема перемещения поверхности раздела «жидкий продукт%газ» от начала
k%го (а) до начала k + 1%го (б) этапов
242
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Мвозм. до (2) = Мвозм. до,
(Д.22)
Мвозм. после (2) = Мвозм. после,
(Д.23)
Мвозм. до (k + 1) = Мвозм. до %Gдо (k) t(k),
(Д.24)
Мвозм. после (k + 1) = Мвозм. после %Gпосле (k) t(k),
(Д.25)
При k > 2
Д.1.2 Расчет истечения при условии, что жидкость, транспортируемая по конденсатопро$
дуктопроводу, может вскипать при сбросе давления до величины Ра
Шаг 1. Подтверждается условие вскипания транспортируемой жидкой фазы при сбро%
се давления, т.е. выполнения неравенства
Pнасыщ (Tтр ) > Pa .
(Д.26)
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца тру%
бопровода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода
S1 = 0,25 · π · d 20.
(Д.27)
Шаг 3. По известному профилю трассы h(x) определяется hразр = h(Хразр) уровень высот%
ной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д.1).
Шаг 4. Определяются координаты близлежащих задвижек – до и после места разруше%
ния – xдо = 0 и xпосле. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале
конденсатопродуктопровода), то xдо = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения
(разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то xпосле = Lтр (рисунок Д.1).
Шаг 5. Определяют Мвозм. до – массу жидкого продукта, которая может вытечь из участ%
ка до места разрушения и Мвозм. после – массу жидкого продукта, которая может вытечь из
участка после места разрушения (приложение Д.1.3).
Шаг 6. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуется выбрать N = 3, если
перепад высот на отсеченном аварийном участке составляет более 10 м:
первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю%
чения насосов и перекрытия задвижек;
второй, третий этапы (k = 2, N) – этапы самотечного истечения – от момента перекрытия
задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвозм. до
и Мвозм. после с обоих концов трубопровода, причем третий этап представляет собой сток жидкой
фазы уже лишь из одного конца трубопровода, сток жидкого продукта из второго уже закончился.
Рекомендуется выбрать N = 5, если перепад высот на отсеченном аварийном участке
составляет менее 10 м:
первый этап (k = 1) – этап напорного истечения – от момента разрушения до отклю%
чения насосов и перекрытия задвижек;
243
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
второй, третий, четвертый и пятый этапы (k = 2, …, N) – этапы самотечного истечения –
от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируе%
мого жидкого продукта Мвозм. до и Мвозм. после с обоих концов трубопровода.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
по формулам
Gвыбр (1) = Gвыбр до (1) + Gвыбр после (1),
(Д.28)
t (1) = tоткл ,
(Д.29)
Tтр
⎛ dP ⎞
Gвыбр до (1) = Gвыбр после (1) = ⎜
S1
.
⎟
Cp
⎝ dT ⎠ насыщ
(Д.30)
Шаг 8. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором и третьем эта%
пах для случая N = 3
Gвыбр (2) = Gвыбр до (2) + Gвыбр после (2),
(Д.31)
(
)
t (2) = min M возм до / Gвыбр до (2), Mвозм после / Gвыбр после (2) ,
(Д.32)
Gвыбр (3) = Gвыбр до (3),
(Д.33)
если сначала происходит сток на участке после места аварии и
Gвыбр (3) = Gвыбр после (3),
(Д.34)
если сначала происходит сток на участке до места аварии.
Tтр
⎛ dP ⎞
Gвыбр до (2) = Gвыбр после (2) = Gвыбр до (3) = Gвыбр после (3) = ⎜
S1
.
⎟
Cp
⎝ dT ⎠ насыщ
(Д.35)
Шаг 9. Определяются интенсивность выброса и длительность на втором, третьем,
четвертом и пятом этапах для случая N = 5 (перепад высотных отметок по трассе отсеченного
участка менее 10 м).
Шаг 9.1 Определяется интенсивность выброса вначале каждого этапа по формулам
Gвыбр (2) = Gвыбр до (2) + Gвыбр после (2) =
φ2
= 2Gвыбр после (2) = 2
,
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
− vL тр ⎟ ⎟
⎜ CpTтр − φ ⎜ Tтр ⎜
⎟
⎜
⎟⎟
⎜
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
Gвыбр (3) = Gвыбр до (3) + Gвыбр после (3) = 1,5
244
φ2
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
−
v
⎜ CpTтр − φ ⎜Tтр ⎜
⎟
⎟
L тр ⎟ ⎟
⎜
⎜
⎟
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
(Д.36)
, (Д.37)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Gвыбр (4) = Gвыбр до (4) + Gвыбр после (4) = 1
φ2
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
− vL тр ⎟ ⎟
⎜ CpTтр − φ ⎜Tтр ⎜
⎟
⎜
⎟⎟
⎜
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
Gвыбр (5) = Gвыбр до (5) + Gвыбр после (5) = 0,5
,
φ2
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
− vL тр ⎟ ⎟
⎜ CpTтр − φ ⎜Tтр ⎜
⎟
⎜
⎟⎟
⎜
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
(Д.38)
, (Д.39)
здесь для каждого отрезка трубы рассматривается по две интенсивности истечения
φ2
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
− vL тр ⎟ ⎟
⎜ CpTтр − φ ⎜Tтр ⎜
⎟
⎜
⎟⎟
⎜
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
и 0,5
φ2
, их соче%
⎛
⎛
⎞⎞
⎛ dP ⎞
− vL тр ⎟ ⎟
⎜ CpTтр − φ ⎜ Tтр ⎜
⎟
⎜
⎟⎟
⎜
⎝ dT ⎠ насыщ
⎝
⎠⎠
⎝
тания и образуют приведенные выше четыре варианта расхода.
Шаг 9.2 Определяется давление Рразр до (k) и Рразр после (k) на месте выброса (срезе трубо%
провода) на участках до и после места разрушения, для этого решаются две системы уравнений
⎧ v = ψ(Gвыбр до (k ), P )
⎪
⎨
dv
⎛
⎞,
d φ dhL
2
− φ L − v⎟
⎪φ = Gвыбр до (k ) ⎜ (v − vL ) +
dp dp
dp
⎝
⎠
⎩
(Д.40)
⎧ v = ψ(Gвыбр после (k ), P )
⎪
⎨
dv
⎛
⎞,
d φ dhL
2
− φ L − v⎟
⎪φ = Gвыбр после (k ) ⎜ (v − vL ) +
dp dp
dp
⎝
⎠
⎩
(Д.41)
d φ dhL dvL
,
,
– предполагающиеся известными зависимости, получаемые на основании
dp dp dp
исходных зависимостей φ(T), hL(T), vL(T) на линии насыщения Т = Тнасыщ(Р).
где
В парных системах уравнений (Д.39 и Д.40) неизвестными являются v и P, т.е.
v(Рразр до(k)) и Рразр.до(k) или, соответственно, v(Рразр после(k)) и Рразр после(k)).
Шаг 9.3 Определяется протяженность зоны (расстояние от места разрушения до фрон%
та вскипания) двухфазного потока Lдо(k) и Lпосле(k) в каждом из отсеченных участков.
⎧ v = ψ(Gвыбр до (k ), P )
⎪
Pнас (Tтр )
⎪
⎛
⎛v P
⎨
d0 ⎜
1
dP
разр до ( k )
⎜
=
−
L
(
k
)
ln
⎪ до
∫
⎜v P
2λ ⎜⎜ Gвыбр до 2 (k ) P
v
T
⎪
разр до( k )
⎝ L нас тр
⎝
⎩
)⎟⎞ ⎞⎟ ,
( ))⎟⎠ ⎟⎟⎠
(
(
⎧ v = ψ(Gвыбр после , P )
⎪
Pнас (Tтр )
⎪
⎛
⎛v P
⎨
d0 ⎜
1
dP
разр после( k)
− ln ⎜
⎪ Lпосле (k ) =
∫
2
⎜
⎜ v P
2λ ⎜ Gвыбр после (k ) P
v
T
⎪
разр после( k )
⎝ L нас тр
⎝
⎩
(
(Д.42)
)⎞⎟⎞⎟ .
( ( ))
⎟ ⎟⎟
⎠⎠
(Д.43)
245
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Переменные, использованные в уравнениях (Д.42 и Д.43), полностью аналогичны
переменным, описанным в на предыдущем шаге 9.2, λ = 0,003.
Шаг 9.4 Определяется давление на задвижках, отсекших аварийный участок, Рдо(k) и Рпосле(k)
Рдо(k) = Pнасыщ(Ттр), если Lдо(k) < хразр – xзадвижка до;
⎧ v = ψ(Gвыбр до (k ), P )
⎪
⎪
Pдо (k )
⎛ v Pразр до (k )
⎨
1
dP
⎜
−
ln
⎪
∫ v
2
⎜ v (Pдо (k ))
(
)
G
k
выбр
до
Pразр до( k )
⎝
⎩⎪
(
)⎞⎟ = 2λ (xразр − xзадвижка до ),
⎟
⎠
d0
(Д.44)
(Д.45)
если Lдо(k) > хразр – xзадвижка до;
Рпосле(k) = Pнасыщ(Ттр), если Lпосле(k) < xзадвижка после– хразр;
⎧ v = ψ(Gвыбр после (k ), P )
⎪
⎪
Pпосле (k )
⎛ v Pразр после (k )
1
⎨
dP
⎜
ln
−
⎪
∫
2
⎜ v (Pпосле (k ))
v
(
)
G
k
Pразр после( k )
⎪⎩ выбр после
⎝
(
)⎞⎟ = 2λ (xзадвижка до − xразр ),
⎟
⎠
(Д.46)
(Д.47)
d0
если Lпосле(k) > xзадвижка после – хразр.
Шаг 9.5 Определяется масса продукта, оставшегося в трубопроводе на начало второго
этапа
Мвозм до (2) = Мвозм до,
(Д.48)
Мвозм после (2) = Мвозм после.
(Д.49)
Определяются массы, остающиеся в каждом участке трубопровода на момент времени,
когда изменяется скорость выброса из этого участка, М ′до и М ′после по формулам
⎧
⎛ ⎛
1
1
⎪ M ' = d0 ⎜ − ⎜
−
⎪ до
2λ ⎜⎜ ⎜ v (Pдо (k )) v Pразр до (k )
⎨
⎝ ⎝
⎪
⎪⎩ v = ψ(Gвыбр до (k ), P )
(
Pдо (k )
⎞
⎞
4
dP ⎟
⎟+
∫ 2 ⎟,
2
⎟
⎠ Gвыбр до (2) Pразр до( k ) v ⎟⎠
)
(Д.50)
если Lдо(k) > хразр %xдосле;
⎧
⎛ ⎛
1
1
⎪ M ' = xразр − xдо + d0 ⎜ − ⎜
−
⎪ до
⎜
2λ ⎜ ⎜ vL Tтр
vL Tтр
v Pразр до (k )
⎨
⎝ ⎝
⎪
⎪ v = ψ(Gвыбр до (k ), P )
⎩
( )
( ) (
Pнас (Т тр )
⎞
⎞
4
dP ⎟
⎟+
∫ 2 ⎟,
⎟ Gвыбр до 2 (2)
Pразр до(k) v ⎟ (Д.51)
⎠
⎠
)
если Lдо(k) < хразр%xдосле;
⎧
⎛
d0 ⎜ ⎛
1
1
⎪M '
−⎜
−
⎪ после =
⎜
2λ ⎜ ⎜ v (Pпосле (k )) v Pразр после (k )
⎨
⎝ ⎝
⎪
⎪⎩ v = ψ(Gвыбр после (k ), P )
(
246
Pпосле (k )
⎞
⎞
4
dP ⎟
⎟+
∫
2 ⎟,
⎟ Gвыбр после 2 (2)
Pразр после(k) v ⎟
⎠
⎠ (Д.52)
)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
если L после(k) > xпосле% хразр;
xпосле − xразр
⎧ '
+
⎪ M после =
vL Tтр
⎪
⎪
⎪⎪ d ⎛ ⎛
1
1
0 ⎜
−
⎨+ ⎜ − ⎜
⎜
v Pразр после (k )
⎪ 2λ ⎜ ⎝ vL Tтр
⎝
⎪
⎪ v = ψ(Gвыбр после (k ), P )
⎪
⎪⎩
( )
( ) (
Pнас (Т тр )
⎞
⎞
4
dP ⎟
⎟+
∫ v 2 ⎟⎟ ,
⎟ Gвыбр после 2 (2)
Pразр после(k)
⎠
⎠
)
(Д.53)
если L после(k) < xпосле% хразр.
Шаг 9.6 Определяются моменты времени массы t ′до и t ′после, в которые изменяется (уме%
ньшается в два раза) скорость выброса из отрезков трубы, расположенных до и после места раз%
рушения;
'
t до
=
'
=
tпосле
'
M возм 2 до − M до
Gвыбр до (2)
,
'
M возм 2 после − Mпосле
.
Gвыбр после (2)
(Д.54)
(Д.55)
Шаг 9.7 Определяется длительность k%х этапов истечения (k = 2, 3, 4, N);
'
'
t (2) = min{t до
, tпосле
},
(Д.56)
'
'
⎧⎪
⎫⎪
2 M до
2M после
'
'
'
'
t (3) = min ⎨max{t до
+
+
, tпосле
}, tпосле
, t до
⎬ − t(2),
Gвыбр после (2)
Gвыбр до (2)⎪
⎪⎩
⎭
(Д.57)
'
'
⎧
2M до
2M до
'
'
'
'
⎪tпосле
,если tдо
− tдо
−
+
< tпосле
G
G
(2)
(2)
⎪
выбр до
выбр до
⎪
'
'
2 M после
2 M после
⎪'
'
'
'
,если tпосле +
<tдо
⎪t до − tпосле − G
Gвыбр после (2)
выбр после (2)
⎪
'
⎪ 2M '
'
2M до
2M после
до
'
'
'
⎪
,если t (2 ) = tпосле
и tпосле
> t до
+
+
⎪⎪ Gвыбр до (2)
Gвыбр после (2)
Gвыбр до (2)
t (4 ) = ⎨
'
'
'
2 M до
2 M после
2 M после
⎪'
'
'
'
'
− tдо ,если t (2 ) = tпосле и tпосле +
< tдо +
⎪tпосле + G
Gвыбр после (2)
Gвыбр до (2)
выбр после (2)
⎪
⎪
'
'
'
2 M до
2M после
'
⎪ 2M после ,если t (2 ) = t ' и t '
<
+
t
+
до
после
до
⎪ Gвыбр после (2)
Gвыбр пос ле (2)
Gвыбр до (2)
⎪
(Д.58)
'
'
'
⎪'
2 M до
2 M до
2 M после
'
'
'
'
− tпосле ,если t (2 )= tдо и tпосле +
> tдо +
,
⎪t до +
Gвыбр до (2)
Gвыбр после (2)
Gвыбр до (2)
⎪⎩
247
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
'
'
⎧⎪
⎫⎪
2 M до
2 M после
'
'
t (5 ) = max ⎨tпосле
+
+
, t до
⎬ − t (4 )− t (3 )− t (2 ).
Gвыбр после (2)
Gвыбр до (2) ⎪
⎩⎪
⎭
(Д.59)
П р и м е ч а н и е – На шаге 7 и 8 рассмотрен расчет ситуации, когда каждый из участков трубо%
провода (до и после места разрушения) имеет перепад высот более 10 м; на шаге 9 рассмотрен расчет
ситуации, когда каждый из участков трубопровода (до и после места разрушения) имеет перепад высот
менее 10 м. В случае если с одной стороны трубопровода перепад высотных отметок составляет более,
а с другой стороны менее 10 м следует либо использовать комбинацию методов 7–8 и 9, либо просто
проводить расчет по шагам 8–9.
Д.1.3 Определение массы, способной вытечь из трубопровода в самотечном режиме (после
отключения насосов)
Аварийный участок ограничен координатами задвижек хзадвижка
до
и хзадвижка
после.
Отверстие разгерметизации имеет координату хразр и высотную отметку hразр (рисунок Д.4 а).
Масса Мвозм, которая может вытечь из конденатопродуктопровода после отсечения ава%
рийного участка, складывается из двух частей: Мвозм до – массы, способной вытечь из участка,
расположенного до места аварии, и Мвозм после – массы, способной вытечь из участка, распо%
ложенного после места аварии. Расчет этих величин производится следующим образом.
Шаг 1. Определяем h′макс (1) максимальную высоту трассы на участке от хзадвижка до до
места разрыва и соответствующую ей координату по трассе х′макс (1) (рисунок Д.4 б) по формуле
'
hмакс
(1) =
max
x∈( x задвижка до , xразр )
(h( x) ).
(Д.60)
Шаг 2. Определяем h′′макс (1) максимальную высоту трассы на участке от места разры%
ва до хзадвижка после и соответствующую ей координату по трассе x′′макс (1) (рисунок Д.4 б) по
формуле
"
hмакс
(1) =
max
x∈( xразр , xзадвижка после )
(h( x) ).
(Д.61)
Шаг 3. Определяется последовательность из N ′ локальных максимумов, спускающих%
ся от х′макс (1) к месту аварии {х′макс (1)}, и высотные отметки в этих точках {h′макс (1)} (рису%
нок Д.4 б) по формуле
'
'
hмакс
(1) = h( xмакс
(1)).
(Д.62)
Шаг 4. Для каждой точки последовательности {h′макс(k)}, начиная с k = 2, определяют%
ся значения {х′ (k)} – расстояние по трассе, на котором нисходящий от точки предыдущего
локального максимума {х′макс (k%1), h′макс (k%1)} прямой участок трубопровода достигает
высотной отметки { h′макс (k) } (рисунок Д.4 б).
248
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Шаг 5. Определяется последовательность из N ′′ локальных максимумов, спускающихся от
x′′макс (1) к месту аварии {x′′макс (l) }, и высотные отметки в этих точках {h′′макс (l) } (рисунок Д.4 б)
''
''
hмакс
(1) = h( xмакс
(1)).
(Д.63)
Шаг 6. Для каждой точки последовательности {h′′макс(k) }, начиная с k = 2, определяют%
ся значения {x′′(k)} – расстояние по трассе, на котором нисходящий от точки предыдущего
локального максимума {x′′макс (k%1) , h′′макс (k%1) } прямой участок трубопровода достигает
высотной отметки {h′′макс (k) } (рисунок Д.1.4 б).
Шаг 7. Для двух участков, монотонно нисходящих от локальных максимумов
h′′макс.после (N ′′) и h′макс(N ′) (это последние перед местом разрушения, самые низкие, локаль%
ные максимумы, определенные в 3 и 5), определяем координаты х′′ ст и х′ ст , где достигается
уровень hразр (рисунок Д.4 б).
Шаг 8. Масса, способная вытечь в самотечном режиме из участка трубопровода до
места разрыва Мвозм до, определяется как сумма масс транспортируемого продукта, заключен%
ных в участках (x′макс (l), x′(2) ), (x′макс (2), x′(3) ), …, (x′макс (N ′%1) , x′(N ′)) и (x′макс (N ′), x′ ст).
Шаг 9. Масса, способная вытечь в самотечном режиме из участка трубопровода после
места разрыва Мвозм после, определяется как сумма масс транспортируемого продукта, заключен%
ных в участках (х
после
(Nверш
после),
х
макс после
(N
верш после%1)
), … , (хпосле(3 ),
хмакс после (2) ), (хпосле(2), хмакс.после (1) ), а также (хст после, х макс.после(Nверш после) (рисунок Д.4 в, г).
х
х
х
Рисунок Д.4 (а) – Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
249
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
х
Рисунок Д.4 (б) – Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
Рисунок Д.4 (в) – Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
250
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.4 (г) – Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
Д 1.4 Пример расчета
Исходные данные:
диаметр трубопровода d0 = 0,426 м;
полная длина трубопровода Lтр = 700 км;
расположение задвижек по: х1 = 265 км; х2 = 275 км; х3 = 285 км, … ;
температура транспортируемого жидкого продукта Ттр = 293 К.
Профиль трассы приведен в таблице Д.1 и на рисунке Д.5.
Та б л и ц а Д . 1 – Профиль высотных отметок трубопровода на участке 265–285 км
Расстояние по трассе, км
Высотная отметка, м
0,0
50,0
265
50
268
10
270
80
272
20
273
48
275
50
285
50
700
50
251
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.5 – Профиль трассы на участке 265–285 км
Давление на входе составляет 5,5 МПа, Pвх = 5,5 МПа;
размер шероховатости внутренней поверхности zтр = 0,1 мм;
расход продукта при транспортировке Gтр = 0,18 м3/с, что соответствует скорости пере%
мещения продукта uтр = 1,26 м/с;
динамическая вязкость транспортируемого продукта:
η = 0,15 мПа · с или v = 2,6 10%6 м2/с;
давление насыщенных паров при температуре транспортировки Pн = 0,58 МПа;
плотность транспортируемой жидкой фазы ρ = 580 кг/м3;
атмосферное давление Pа = 105 кПа.
Рассматривается авария (гильотинный разрыв) на отметке хразр = 268 км. Через
tоткл = 5 мин после разрыва трубы происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно срабатывают задвижки и отсекаются аварийные
участки трубопровода; предполагается, что задвижки мгновенно перекрывают поток.
Порядок расчета
Поскольку жидкость, транспортируемая по конденсатопродуктопроводу, может вскипать при
сбросе давления до величины Pа, расчет выполняется в соответствии с приложением Д1.2 Шаг 2:
для Рн = 0,58 МПа проверяется условие (Д.26), условие вскипания транспортируемой
жидкой фазы при сбросе давления;
по формуле (Д.27) определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одно%
го конца трубопровода) S1 = 0,143 м2;
252
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
по заданному профилю трассы h(x) (таблица Д.1 и рисунок Д.1) определяется высотная
отметка трассы, где произошел разрыв: hразр = 10 м при аварии на хразр = 268 км;
по исходным данным определяются координаты близлежащих задвижек: х1 = 265 км и
х2 = 275 км при хразр = 268 км;
определяются массы жидкого продукта, которые могут вытечь из участков до и после
места разрушения: М возм до = 248820 кг Мвозм после = 165880 кг;
для участка 265–275 км перепад высот составляет более 10 м, поэтому количество эта%
пов истечения составляет N = 3;
согласно (Д.28) – (Д.59) определяется интенсивность выброса и его продолжитель%
ность на первом этапе;
Gвыбр до (1) = Gвыбр после (1) = 788 кг/с;
Gвыбр (1) = 1576 кг/с;
t (1) = 210,5 с.
Определяются интенсивность выброса и длительность на втором и третьем этапах;
Gвыбр до (2) = 788 кг/с;
Gвыбр после (2) = 0 кг/с;
Gвыбр (2) = 788 кг/с;
t (2) = 315,8 с;
Gвыбр до (3) = 0 кг/с;
Gвыбр после (3) = 0 кг/с;
Gвыбр (0) = 0 кг/с;
t (3) = 0 с.
Д.2 Образование трещины в стенке трубопровода
Рассматриваются два варианта трещин: первая с площадью дефектного отверстия 1 %
от площади поперечного сечения трубопровода S1 = 0,01 · 0,25 · π · d20(м2), а вторая с площа%
дью дефектного отверстия 10 % от площади поперечного сечения трубопровода
S2 = 0,1 · 0,25 · π · d20 (м2).
253
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Исходные данные:
d0 – диаметр трубопровода, м;
h(x) – профиль трассы, м;
х – расстояние по трассе трубопровода от 0 до Lтр, м;
Lтр – полная длина трубопровода, м;
температура транспортируемого жидкого продукта Ттр, К;
ΔH – изменение напора, м (напорная характеристика насосов (насоса) на входе);
Рнасос – давление на входе насосов;
zшер – размер шероховатости внутренней поверхности трубы, м;
хi – расположение задвижек по трассе, м;
хразр – расстояние до места аварии от начала трубопровода, м;
tоткл – время, через которое происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубо%
провода; это отсечение происходит мгновенно, с;
Pнасыщ – давление насыщенных паров транспортируемого продукта для температуры Ттр (К),
⎛ dP ⎞
– кривая насыщения;
⎜ dT ⎟
⎝
⎠ насыщ
Ср – теплоемкость жидкой фазы;
Ра – атмосферное давление, Па;
ρ – плотность транспортируемой жидкой фазы, кг/м3;
η – вязкость жидкой фазы при температуре транспортировки, Па · с;
N – количество этапов истечения.
Искомые параметры:
Gвыб(k) – значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода для каждо%
го k%го этапа выброса (k = 1, …, N), кг/с;
αвыб(k) – массовая доля газовой фазы в выбросе для каждого k%го этапа выброса (k = 1,
…, N);
Gпролив(k) – интенсивность поступления жидкости в пролив для каждого k%го этапа
выброса (k = 1, …, N), кг/с;
Твыб(k) – температура выброса для каждого k%го этапа выброса (k = 1, …, N), К;
t(k) – длительность k%го этапа истечения.
Порядок расчета
Шаг 1. По известному профилю трассы h(x) определяется hразр = h(хразр) уровень высотной
отметки, на котором расположено отверстие разгерметизации (рисунок Д.1 раздела Д.1);
254
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Шаг 2. Определяются координаты близлежащих задвижек – до и после места разруше%
ния – хзадвижка до и хзадвижка после. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разруше%
ние в начале конденсатопродуктопровода), то хзадвижка
до
после
конденсатопродуктопровода),
места
разрушения
(разрушение
в
конце
= 0, если задвижки отсутствуют
то
хзадвижка после = Lтр (рисунок Д.1 раздела Д.1).
Шаг 3. Определяется hмакс максимальная высота трассы на участке от хзадвижка
до хзадвижка
до
после.
hмакс =
max
x∈( xзадвижка до , xзадвижка после )
(h( x ) ).
(Д.64)
Шаг 4. Определяются массы жидкого продукта Мвозм до и Мвозм после, способные вытечь
из двух участков конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения: из участка,
расположенного до места аварии, и из участка, расположенного после. Процедура определе%
ния этой величины приведена в разделе Д.1.3;
Мвозм = Мвозм до + Мвозм после.
(Д.65)
Шаг 5. Определяется предварительное количество этапов истечения – N = 5 (далее на
шаге 10 это количество этапов может быть изменено):
первый этап (k = 1) – напорное истечение – от момента разрушения до отключения
насосов и перекрытия задвижек;
остальные этапы (k = 2,..,N) – самотечное истечение – от момента перекрытия задвижек
до полного истечения жидкой фазы или до момента ликвидации утечки, если эта ликвидация
произошла до выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвозм.
Шаг 6. Учитывая, что в зависимости от условий протекания аварии в конденсатопро%
дуктопроводе на месте разрушения транспортируемый продукт может либо вскипать, либо не
вскипать, расчет данной аварийной ситуации следует проводить в две стадии. На первой ста%
дии предполагается отсутствие вскипания, и в этом предположении выполняется расчет
напорного этапа истечения. По результатам этого расчета получается давление в конденсато%
продуктопроводе на месте разрушения Рразр(1). Если это давление меньше давления насы%
щенных паров транспортируемого продукта Pнасыщ для температуры Ттр(К), то это означает,
что в трубопроводе происходит вскипание и необходимо пересчитать интенсивность истече%
ния, но уже с учетом вскипания.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса (Gвыбр(1) и его продолжительность
(t(1) на напорном этапе истечения (k = 1) (в предположении отсутствия вскипания). Для этого
решается следующая система уравнений (значения j = 1, 2 соответствуют двум рассматривае%
мым размерам трещин)
255
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎧⎡
⎤
⎤
xразр uдо (1) uдо (1)
⎪ ⎢ Pвх + h (0 )⎥ − ⎡⎢ Pразр (1) + h
u
1
=
λ
(
)
(
)
⎥
разр
до
⎪ ⎢ ρg
d0
2g
⎦⎥
⎦⎥ ⎣⎢ ρg
⎪⎣
⎪
⎤ ⎡ Pнасыщ
Lтр − xразр uпосле (1) uпосле (1)
⎤
⎪ ⎡ Pразр (1) + h
−⎢
+ h Lтр ⎥ = λ (uпосле (1))
⎢
⎥
разр
⎪ ⎢ ρg
d0
2g
⎥⎦ ⎣ ρ g
⎦
⎪⎣
0,25
⎪
⎪λ u (1) = 0,11 ⎛⎜ z тр + 68 ⎞⎟ ,Re = d0 uдо (1)
до
⎜ dтр Re до ⎟
⎪ ( до )
ν
⎝
⎠
⎪
0,25
⎪
d0 uпосле (1)
⎛ z тр
68 ⎞
⎨λ (u
+
1))= 0,11⎜
,Re после =
(
⎟
после
⎪
ν
⎝ d0 Reпосле ⎠
⎪
⎪G
(1) = 0,6 S j 2ρ Pразр − Pa
⎪ выбр
⎪G
(1) = Gдо (1)− Gпосле (1)
⎪ выбр
⎪ Pвх Pнасос
2
−
= a − bG до
(1)
⎪
ρg
⎪ ρg
⎪
2
(Д.66)
⎪G до (1) = 0,25πd0 ρuдо (1)
⎪
2
⎪⎩Gпосле (1) = 0,25πd0 ρuпосле (1),
( )
(
)
t (1) = tоткл ,
(Д.67)
где индекс «до» относится к участку трубопровода до места разрушения, а индекс «после» к
участку трубопровода после, например:
uдо(1) – это скорость движения жидкого продукта в трубопроводе до места разрушения;
uпосле(1)– после места разрушения;
Рвх – давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму
перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;
Рнасос – давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки.
Шаг 8. Если Рразр(1), давление на месте разрушения в конденсатопродуктопроводе,
полученное на шаге 7, меньше давления насыщенных паров транспортируемого продукта для
температуры Ттр(К), то вместо значения, определенного согласно шагу 7, используется значе%
ние, посчитанное по следующей формуле
256
Tтр
⎛ dP ⎞
Gвыбр (1) = ⎜
Sj
,
⎟
Cp
⎝ dT ⎠ насыщ
(Д.68)
t (1) = tоткл .
(Д.69)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Шаг 9. Для этапа самотечного истечения сначала рассматривается вариант с отсутстви%
ем вскипания.
Шаг 9.1 Определяется h′макс (1) максимальная высота трассы на участке от хзадвижка
до до места разрыва и координата этой точки по трассе х′макс (1) (рисунок Д.2 раздела Д.1)
'
hмакс
(1) =
max
x∈( x задвижка до , xразр )
(h( x) ).
(Д.70)
Шаг 9.2 Определяется h′′макс (1) максимальная высота трассы на участке от места раз%
рыва до хзадвижка после и координата этой точки по трассе х′′макс (1) (рисунок Д.2 раздела Д.1)
'
hмакс
(1) =
max
x∈( xразр , xзадвижка после )
(h( x) ).
(Д.71)
Шаг 9.3 Определяется последовательность из N’ локальных максимумов, спускающих%
ся от х′макс (1) к месту аварии {х′макс (k)}, и высотные отметки в этих точках {h′макс (k)} (рису%
нок Д.2 раздела Д.1)
'
'
hмакс
(k ) = h( xмакс
(k )).
(Д.72)
Шаг 9.4 Определяется последовательность из N” локальных максимумов, спускающих%
ся от х′′макс (1) к месту аварии {х′′макс (k)}, и высотные отметки в этих точках {h′′макс (k)} (рису%
нок Д.2 раздела Д.1)
'
'
hмакс
(k ) = h( xмакс
(k )).
(Д.73)
Шаг 9.5 Определяется количество этапов истечения – N = 5, четыре из которых,
второй, третий, четвертый и пятый (k = 2, …,5) – этапы самотечного истечения – от
момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспорти%
руемого жидкого продукта М возм
до
М возм
после
с обоих концов трубопровода, причем
возможна ситуация, когда, начиная с некоторого этапа, сток жидкой фазы будет проис%
ходить уже лишь из одного конца трубопровода, сток же из второго уже может закон%
читься.
Шаг 9.6 Расход на этапах самотечного истечения (k = 2, …, 5) в случае если не проис%
ходит вскипание жидкости, определяется из решения следующей системы уравнений 10;
10В
случае если на каком%то этапе k, на одном из участков (до или после места разрушения) произошел
сток продукта, то соответствующие уравнения в системе Д.74 исключаются из решения. Также следует
поступать, если один из участков вообще отсутствует, что возможно, например, при аварии у задвижки.
257
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎧⎡
⎤ ⎡ Pразр (k )
⎤
xразр − xдо k uдо (k ) uдо (k )
⎪ ⎢ Pн + h (x
h
u
k
−
+
=
λ
(
)
⎥
)
(
)
⎢
⎥
до k
разр
до
⎪ ⎢ ρg
2g
d0
⎦⎥
⎦⎥ ⎣⎢ ρ g
⎪⎣
⎪
⎤ ⎡ Pн
xпосле k − xразр uпосле (k ) uпосле (k )
⎤
⎪ ⎡ Pразр (k ) + h
− ⎢ + h (xпосле k )⎥ = λ (uпосле (k ))
⎢
⎥
разр
⎪ ⎢ ρg
2g
d0
⎥⎦ ⎣ ρg
⎦
⎪⎣
0,25
⎪
d0 uдо (k )
⎪λ (u (k ))= 0,11 ⎛⎜ z тр + 68 ⎞⎟
,Re до =
до
⎜
⎟
⎪
ν
⎝ d0 Re до ⎠
⎪
0,25
⎨
⎛ z тр
d0 uпосле (k )
68 ⎞
⎪λ u
(Д.74)
=
+
=
0,11
,Re
k
⎜
⎟
(
)
(
)
после
после
⎪
⎜ d тр Reпосле ⎟
ν
⎝
⎠
⎪
⎪
⎪Gвыбр (k ) = 0,6S j 2ρ Pразр (k )− Pa
⎪
⎪Gвыбр (k ) = Gдо (k )− Gпосле (k )
⎪
⎪ G до (k ) = 0,25πd02ρuдо (k )
⎪
⎪G
2
⎪⎩ после (k ) = 0,25πd0 ρuпосле (k ),
(
)
где xдо (к) и xпосле (к) – координаты, на начало k%го этапа, движущихся поверхностей раздела
«жидкий продукт%газ» в отрезках трубы, расположенным до и после места разрушения.
Если при решении системы (Д.74) получилось, что uдо (k) ≤ 0, то
uдо (k ) = 0, G до (k ) = 0, Gпосле (k ) = − Gвыб (k ), uпосле (k )= −
Gвыб (k )
0,25πρd02
.
(Д.75)
Если при решении системы (Д.74) получилось, что uпосле (k) ≥ 0, то
uпосле (k ) = 0, Gпосле (k ) = 0, Gдо (k ) = Gвыб (k ), uдо (k )= −
Для k = 2
Gвыб (k )
0,25πρd02
.
(Д.76)
xдо (2)= х’макс (1),
(Д.77)
xпосле(2) = х”макс(1).
(Д.78)
Для k = 3,… 5 величины xдо(к) и xпосле(к) вычисляются по формулам
x до k +1 = xдо k + uдо (k )⋅ t (k ) + Δlдо k ,
(Д.79)
xпосле k +1 = xпосле k + uпосле (k )⋅ t (k )− Δ lпосле k ,
(Д.80)
где Δlдо (k) и Δlпосле (k) – суммарная протяженность карманов на участках до и после места
разрушения, где может остаться транспортируемая жидкая среда при истечении на k%ом этапе
(на рисунке Д.3 представлена графическая интерпретация формул (Д.79)–(Д.80), она показы%
вает, как за один k%й этап длительностью t(k) в конденсатопродуктопроводе происходит пере%
мещение поверхностей раздела «жидкий продукт%газ»).
258
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Длительность k%го этапа определяется следующим образом:
если Мвозм до(k) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода до места раз%
рушения к началу k%го этапа уже закончился, или Gдо (k) = 0, т.е. сток из этого участка не про%
исходит, то t(k) определяется следующим образом
t (k ) =
если Мвозм(k)
после
M возм k посл
(N − k + 1) Gпосл (k )
,
(Д.81)
= 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода после
места разрушения к началу k%го этапа уже закончился, или Gпосле (k) = 0, т.е. сток из этого
участка не происходит, то t(k) определяется следующим образом:
t (k ) =
M возм k до
(N − k + 1) G до (k )
;
(Д.82)
если Мвозм (k) до и Мвозм (k) после не равны нулю, то t(k) определяется следующим
образом:
⎧
⎧⎪
⎫⎪
M возм k до
M
M
M
⎪min ⎨
; возм k после ⎬ , если возм k до > возм k после
Gпосле (k )
G до (k )
⎪⎪
⎩⎪ (N − k + 1) G до (k ) Gпосле (k ) ⎭⎪
t (k ) = ⎨
(Д.83)
⎧⎪ M возм k до
⎫⎪
M возм k до Mвозм k после
⎪
M возм k после
≤
;
,
⎬ , если
⎪min ⎨
Gпосле (k )
G до (k )
⎪⎩ G до (k ) (N − k + 1) Gпосле (k ) ⎪⎭
⎪⎩
где Мвозм до(к)и Мвозм после(к) – массы транспортируемого жидкого продукта, сток которого
возможен после начала k;го этапа самотечного истечения. При k = 2
Мвозм до (2) = Мвозм до,
Мвозм
после
(2) = Мвозм после.
(Д.84)
(Д.85)
При k > 2
Мвозм до (k + 1) = Мвозм до,%Gдо(k) t(k),
Мвозм
после
(k + 1)= Мвозм
после(k)%
Gпосле(k) t(k).
(Д.86)
(Д.87)
Шаг 10. Если для какого%либо этапа k Рразр (k) давление в месте разрушения трубопро%
вода упадет ниже величины давления насыщенных паров Рнасыщ, то интенсивность выброса
Gвыбр(k) вместо рассчитанной согласно шагу 9 величине полагается равной
Tтр
⎛ dP ⎞
⋅S j
Gвыбр (k ) = ⎜
.
⎟
Cp
⎝ dT ⎠ насыщ
(Д.88)
Количество этапов истечения при этом изменяется и полагается равным N = k.
Шаг 11. С помощью приложения Д.4 определяются αвыб(k) и Твыб(k).
По αвыб(k) и Gвыб(k) определяется Gпролив(k) (кг/с)
259
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Gпролив (k ) = max{Gвыбр ( k )(1 − 2α выбр ( k)),0.0}.
(Д.89)
Пример расчета
В данном примере рассматриваются две конкретные аварийные ситуации.
Исходные данные аналогичны приведенным в разделе Д.1.4. Дополнительно задано:
Напорная характеристика на входе конденсатопродуктопровода ΔН = 1234%0,02484G2.
Давление на входе насоса Рнасос = 8 105 Па.
Теплоемкость жидкой фазы Cp = 2,2336 кДж/кг · К.
Рассматриваются аварии на отметке хразр = 268 км. Через tоткл = 10 мин после обра%
зования дефектного отверстия происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками, расположенными на х1 = 265 км и
х2 = 275 км, отсекается аварийный участок трубопровода; предполагается, что задвижки
мгновенно перекрывают поток. Рассматриваются два размера дефектных отверстий
S1 = 1,425 · 10%3 м2 и S2 = 1,425 · 10%2 м2, что составляет соответственно 1 и 10 % площади
поперечного сечения.
Порядок расчета:
% по заданному в исходных данных профилю трассы h(x) определяется высотная отмет%
ка места расположения дефектного отверстия hразр (1) = 10 м и hразр (2) = 80 м;
% по исходным данным определяются координаты близлежащих задвижек – до и после
места разрушения – хдо = 265 км и хпосле = 275 км;
% определяется максимальная высотная отметка трассы на участке от хдо до хпосле
hмакс = 80 м
hмакс =
max
x∈( x до , xпосле )
(h( x) ) = h(270) = 80;
(Д.90)
% определяется масса жидкого продукта Мвозм, способного вытечь из конденсатопро%
дуктопровода на этапе самотечного истечения, с выделением в этой массе, как массы, способ%
ной вытечь из участка, расположенного до места аварии Мвозм до, так и из участка, располо%
женного после Мвозм после. При разгерметизации на 268 км возможен сток из участка от 265 до
270 км;
М возм до = ( 40 2 + 3000 2 ) ⋅ 0,25 ⋅ π⋅ 0,426 2 ⋅ 580 = 248,026 т,
М возм после = ( 70 2 + 2000 2 ) ⋅ 0,25 ⋅ π⋅ 0,426 2 ⋅ 580 = 165,437 т,
М возм до = М возм до + Мвозм до = 413,462 т;
% определяется предварительное количество этапов истечения – N = 5;
260
(Д.91)
(Д.92)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% с помощью итераций решается система (Д.66), процедура этого решения выглядит
следующим образом:
а) задается давление на месте разрушения Рразр;
б) по второму и четвертому уравнениям системы (Д.66) находится скорость движения
жидкости в трубопроводе, после места разрушения uпосле;
в) по девятому уравнению системы (Д.66) определяется расход жидкого продукта в
участке трубы после места разрушения Gпосле(1);
г) по пятому уравнению системы (Д.66) определяется интенсивность выброса на месте
аварии Gвыбр(1);
д) по шестому уравнению системы (Д.66) определяется расход жидкого продукта в
участке трубы до места разрушения Gдо(1);
е) по восьмому уравнению системы (Д.66) определяется скорость движения жидкости
в трубопроводе до места разрушения uдо;
и) по седьмому уравнению системы (Д.66) определяется давление на входе трубопрово%
да Рвх;
к) по первому и третьему уравнениям системы (Д.66) находится давление на месте раз%
рушения Рразр.
После этого корректируется значение Рразр и приведенная выше процедура расчета
повторяется еще раз, до тех пор пока не будет получена требуемая точность.
Для разгерметизации на 268 км (при площади дефектного отверстия S1 = 1,425 · 10%3 м2)
ход расчета по этой итерационной процедуре приведен в таблице Д.2. Давление на месте раз%
рушения в начале последующей итерации определялось как полусумма этой величины в нача%
ле и в конце предыдущей итерации. Точность расчета, при которой итерации останавлива%
лись, была задана равной 0,1 %.
Таким образом, для отверстия разгерметизации площадью S1 = 1,425 · 10%3 м2 рассчита%
ны следующие значения (х = 268 км):
давление на месте разрушения Рразр(1) = 2,960 МПа;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, после места разрушения
uпосле = 0,7132 м/с;
расход жидкого продукта в участке трубы после места разрушения
Gпосле(1) = 58,96 кг/с;
интенсивность выброса на месте аварии Gвыбр(1) = 49,26 кг/с;
расход жидкого продукта в участке трубы до места разрушения Gдо(1) = 108,2;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, до места разрушения uдо = 1,307 м/с;
261
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Д . 2 – Ход итерационного процесса при расчете напорного этапа истечения
для разгерметизации конденсатопродуктопровода на 268 км, S1 = 1,425 · 10%3 м2
Итерация
Рразр,
106 Па
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
3,000 2,928 2,982 2,941 2,972 2,949 2,966 2,953 2,963 2,955 2,961 2,957 2,960
uпосле, м/с 0,7199 0,7077 0,7168 0,7100 0,7151 0,7113 0,7142 0,7120 0,7137 0,7124 0,7133 0,7127 0,7132
Gпосле(1),
кг/с
Gвыбр(1),
кг/с
59,51 58,51 59,26 58,70 59,12 58,81 59,04 58,87 59,00 58,90 58,97 58,82 58,96
49,60 48,98 49,44 49,10 49,36 49,17 49,31 49,20 49,28 49,22 49,27 49,23 49,26
Gдо(1), кг/с 109,1 107,5 108,7 107,8 108,5 108,0 108,4 108,1 108,3 108,1 108,2 108,2 108,2
uдо, м/с
1,318 1,299 1,313 1,302 1,310 1,304 1,309 1,305 1,308 1,306 1,308 1,306 1,307
Рвх, Па
7,083 7,133 7,095 7,123 7,102 7,118 7,106 7,115 7,109 7,113 7,110 7,112 7,111
Рразр, Па
2,857 3,036 2,902 3,002 2,927 2,983 2,941 2,973 2,949 2,967 2,953 2,963 2,956
давление на входе трубопровода Рвх = 7,111 МПа.
Расчеты для отверстия разгерметизации площадью S1 = 1,425 · 10%2 м2 на той же отмет%
ке х = 268 км дают следующие значения:
давление на месте разрушения Рразр = 0,4134 МПа;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, после места разрушения
uпосле = %0,4093 м/с;
расход жидкого продукта в участке трубы после места разрушения
Gпосле(1) = %33,84 кг/с;
интенсивность выброса на месте аварии Gвыбр(1) = 163,1 кг/с;
расход жидкого продукта в участке трубы до места разрушения Gдо(1) = 129,23 кг/с;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, до места разрушения
uдо = 1,561 м/с;
давление на входе конденсатопродуктопровода Рвх = 6,405 МПа.
Продолжительность этапа напорного истечения определяется в обоих случаях по фор%
муле (Д.67)
t (1) = tоткл = 600 с.
(Д.93)
Полученное значение Рразр(1) при размере отверстия S1 = 1,425 · 10%3 м2 составляет
2,960 МПа, что больше давления насыщенных паров транспортируемого продукта Pн для тем%
пературы Ттр (К), Pн =0,580 МПа; поэтому вскипания транспортируемого продукта в трубе не
происходит и пересчета расхода на месте выброса по формуле (Д.68) не требуется.
262
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Для второго размера отверстия разгерметизации S1 = 1,425 · 10%3 м2 Рразр(1) = 0,4134 МПа,
что меньше Рн =0,580 МПа, поэтому вместо значения Gвыбр (1), определенного согласно шагу 7,
используется следующее значение, рассчитанное по формуле (Д.68)
Gвыбр (1) = 15220 ⋅ 0,01425
293
= 78,55 кг/с.
2234
(Д.94)
Длительность первого этапа истечения в обоих случаях не меняется по сравнению с
величиной, рассчитанной на шаге 7.
Определяется hмакс (1) до и хмакс (1) до:
hмакс 1 до =
max
x∈( x до , xразр )
(h( x ) ) = 50 м,
(Д.95)
хмакс (1) до = 265000 м.
(Д.96)
Определяется hмакс после(1)и хмакс. после(1):
hмакс 1 после =
max
x∈( xразр ,L тр )
(h( x ) ).
(Д.97)
Определяется Nверш до = 1, где хмакс до и и hмакс до (l) берутся согласно шагу 9.1.
Определяется Nверш после = 1, где хмакс. после (1) и hмакс
после
(k) берутся согласно шагу 9.2.
Выбирается предварительно N = 5.
Расход при самотечном истечении (k = 2) определяется из решения системы (Д.74)
Gвыбр (2) = 25,99 кг/с,
(Д.98)
uдо (2) = −1,765 м/с,
(Д.99)
uпoсле (2) = −2,082 м/с.
(Д.100)
uдо (2 ) = 0, G до (2 ) = 0, Gпосле (2 ) = 25,99 кг/с,
(Д.101)
Поскольку uдо(2) ≤ 0 , то
uпосле (k ) = −
25,99
0,25 ⋅ 3,14159 ⋅580 ⋅ 0,426 2
= − 0,3144.
(Д.102)
По формуле (Д.81) определяется
t (2) = 1591 с.
(Д.103)
По формулам (Д.79) и (Д.80) определяется
x до (3) = 265000 + 0 ⋅1591 + 0 = 265000 м,
(Д.104)
xпосле (3) = 270000 − 0,3144 ⋅1591 +0 =269500 м.
(Д.105)
263
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
По заданному профилю трассы определяются
h (x до (k ) )= 50 м,
(Д.106)
h (x после (k ) ) = 62,5 м.
(Д.107)
По формулам (Д.86) и (Д.87) определяются
Мвозм до(3) = 248026 – 0 1591 = 248026 кг,
(Д.108)
Мвозм после(3) = 165437 – 25,99 1591 = 124087 кг.
(Д.109)
Поскольку полученное значение давления на месте разрушения Рразр(2) = 0,8962 МПа
больше, чем давление насыщенных паров, то расчет проводится для третьего этапа.
Аналогично определяются характеристики для k = 3 этапа
Gвыбр (3) = 25,18 кг/с,
(Д.110)
uдо (3) = −1,175 м/с,
(Д.111)
uпосле (3) = −1,481 м/с.
(Д.112)
uдо (3) = 0 м/с, G до (3 ) = 0, Gпосле (2 ) = 25,18 кг/с,
(Д.113)
Поскольку uдо(3) ≤ 0, то
uпосле (3 ) = −
25,18
0,25 ⋅ 3,14159 ⋅580 ⋅0,426 2
= − 0,3046, м/с.
(Д.114)
По формуле (Д.81) определяется
t (3) = 1643 с.
(Д.115)
По формулам (Д.79) и (Д.80) определяются
x до (4) = 265000 + 0 ⋅1683 + 0 = 265000 м,
(Д.116)
xпосле (4) = 269500 − 0,3046 ⋅1643 +0 = 269000 м.
(Д.117)
По заданному профилю трассы определяются
h (x до (k ) )= 50 м,
(Д.118)
h (xпосле (4) ) = 45 м.
(Д.119)
По формулам (Д.86) и (Д.87) определяются
Мвозм до (4) = 248026 – 0 1683 = 248026 кг,
Мвозм
после
(4) = 124087 – 25,18 1643 = 82716 кг.
(Д.120)
(Д.121)
Для стадии k = 4 имеем
Рразр(4) = 0,7830 МПа,
264
(Д.122)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Gвыбр (4) = 24,07 кг/с,
(Д.123)
uдо (3) = 0,2912 м/с,
(Д.124)
uпосле (4) = 0 м/с,
(Д.125)
G до (4 ) = 24,07 кг/с,
(Д.126)
Gпосле (4 ) = 0 кг/с,
(Д.127)
t (4) = 5152 с,
(Д.128)
x до 5 = 265000 + 0,2912 ⋅ 5152 + 0 = 266500 м,
(Д.129)
xпосле 5 = 269500 − 0,3046 ⋅1643 +0 = 269000 м,
(Д.130)
h (x5 до )= 30 м,
(Д.131)
h (x5 после ) = 45 м.
(Д.132)
Мвозм до(4) = 248026 – 24,07 5152 = 124017 кг,
(Д.133)
Мвозм после(4) = 124087 – 25,18 1643 = 82716 кг.
(Д.134)
Для стадии k = 5 имеем
Рразр(5) = 0,7389 МПа,
(Д.135)
Gвыбр (5) = 23,28 кг/с,
(Д.136)
t (5) = 8880 с.
(Д.137)
Для отверстия разгерметизации площадью S1 все давления Рразр (k) > Рн, поэтому пере%
расчеты на шаге 10 не выполняются.
С помощью приложения Д.4 определяются αвыб(1) = αвыб(2) = αвыб(3) = αвыб(4) =
αвыб(5) = 0,186 и Твыб(1) = Твыб(2) = Твыб(3) = Твыб(4) = Твыб(5) = 240 К. Определяем скорость
поступления продукта в пролив:
для разгерметизации площадью S1
Gпролив (1) = 30,94 кг/с,
(Д.138)
Gпролив (2) = 16,32 кг/с,
(Д.139)
Gпролив (3) = 15,81 кг/с,
(Д.140)
Gпролив (4) = 15,12 кг/с,
(Д.141)
265
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Gпролив (5) = 14,62 кг/с.
(Д.142)
Таким образом, для отверстия разгерметизации площадью S1 истечение происходит в
пять этапов (N = 5), со следующими характеристиками.
Gвыб (1) = 49,26 кг/с, Gпролив (1) = 30,94 кг/с,
t(1) = 600 с,
(Д.143)
Gвыб (2) = 25,99 кг/с, Gпролив (2) = 16,32 кг/с,
t(2) = 1591 с,
(Д.144)
Gвыб (3) = 25,18 кг/с, Gпролив (3) = 15,81 кг/с,
t(3) = 1643 с,
(Д.145)
Gвыб (4) = 24,07 кг/с, Gпролив (4) = 15,12 кг/с,
t(4) = 5152 с,
(Д.146)
Gвыб (5) = 23,28 кг/с, Gпролив (5) = 14,62 кг/с,
t(5) = 8880 с,
(Д.147)
α выб (1) = α выб (2) = α выб (3) = α выб (4) = α выб (5) = 0,186,
(Д.148)
Твыб(1) = Твыб(2) = Твыб(3) = Твыб(4) = Твыб(5) = 240 К.
(Д.149)
Д.3 Образование свища в стенке трубопровода
Исходные данные:
Моделируется разрушение на конденсатопродуктопроводе с размером дефектного
отверстия S1 = 10%4 м2.
d0 – диаметр трубопровода, м;
h(x) – профиль трассы, м;
х – расстояние по трассе трубопровода от 0 до Lтр, м;
Lтр – полная длина трубопровода, м;
P(x) – профиль давления в трубопроводе по трассе, Па;
Gтр – расход, м3/с;
Pвх – давление на входе трубопровода, Па;
Pвых – давление на выходе трубопровода, Па;
zтр – шероховатость внутренней поверхности трубопровода, м;
η – вязкость транспортируемого продукта при температуре транспортировки, Па · с;
h(x) – рельеф трассы, м;
Ттр – температура транспортируемого жидкого продукта,К;
хi – расположение задвижек по трассе, м.
Рассматривается авария на отметке хразр (м) от начала трубопровода; предполагается,
что через время tоткл(с) происходит отключение насосов и прекращается подача в трубопровод
жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода; это
266
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
отсечение происходит мгновенно. В случае ликвидации утечки задается соответствующее
время ликвидации tливид (с), также отсчитываемое от момента разрушения трубопровода.
Pнасыщ – давление насыщенных паров транспортируемого продукта при температуре Ттр, Па,
Р0 – атмосферное давление (Па),
ρ – плотность транспортируемой жидкой фазы (кг/м3).
Искомые параметры:
Определяется количество этапов истечения N, характеризующихся разной величиной
осредненной в пределах этапа интенсивностью выброса.
Для каждого k%го этапа выброса (k = 1, …, N) определяются:
Gвыб(k) – значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода, кг/с;
αвыб(k) – массовая доля газовой фазы в выбросе;
Gпролив(k) – интенсивность поступления жидкости в пролив, кг/с;
Твыб(k) – температура выброса, К;
t(k) – длительность k%го этапа истечения, с.
Порядок расчета
Шаг 1. По известному профилю трассы h(x) определяем hразр = h(хразр) уровень высотной
отметки, на котором расположено отверстие разгерметизации (см. рисунок Д.1 раздела Д.1).
Шаг 2. Определяем координаты близлежащих задвижек – до и после места разрушения –
хзадвижка до и хзадвижка после. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в
начале конденсатопродуктопровода), то хзадвижка
до
= 0, если задвижки отсутствуют после
места разрушения (разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то хзадвижка после = Lтр.
Шаг 3. Определяем hмакс максимальную высотную отметку трассы на участке от
хзадвижка до до хзадвижка после;
hмакс =
max
x∈(x задвижка до ,x задвижка после )
(h( x ) ).
(Д.150)
Шаг 4. Определяем массу жидкого продукта Мвозм, способного вытечь из конденсата%
продуктопровода на этапе самотечного истечения (процедура определения этой величины
приведена в разделе Д.1.3.
Шаг 5. Определяем количество этапов истечения – N = 2:
первый этап (k = 1) – напорное истечение – от момента разрушения до отключения
насосов и перекрытия задвижек;
второй этап (k = 2) – самотечное истечение – от момента перекрытия задвижек до пол%
ного истечения жидкой фазы или до момента ликвидации утечки, если эта ликвидация про%
изошла до выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвозм.
267
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Шаг 6. Определяем интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
Gвыбр (1) = 0,6 S1 2ρ( P( xразр ) − Pa ),
(Д.151)
t (1) = tоткл .
(Д.152)
Шаг 7. Определяем интенсивность выброса и его продолжительность на втором этапе
Gвыбр (2) = 0,6S1 2 gρ 2 ⋅ ( hмакс − hразр ) + ρ⋅ 2( Pнасыщ − Pa ),
(Д.153)
t (2) = min( M возм / Gвыбр (2), tликвид − tоскл ).
(Д.154)
Шаг 8. С помощью приложения Д.4 определяются αвыб(k) и Твыб(k). По αвыб(k) и
Gвыб(k) рассчитывается Gпролив(k) (кг/с):
(
)
Gпролив (k ) = max{Gвыбр ( k) 1 − 2α выбр ( k) ,0.0}.
(Д.155)
Пример расчета
Исходные данные для расчета аналогичны рассмотренным в Д.1.4.
Рассматривается авария на отметке хразр(1) = 268 км. Через tоткл = 1800 с (30 мин) после
образования свища происходит отключение насосов и прекращается подача в трубопровод
жидкой фазы, одновременно задвижками, расположенными на х1= 265 км и х2 = 275 км, отсе%
кается аварийный участок трубопровода; предполагается, что задвижки мгновенно перекрыва%
ют поток. Через tливид = 21600 с (6 ч) после образования свища отверстие ликвидируется.
Порядок расчета
Поскольку в явном виде отсутствует профиль давления, он восстанавливается исходя
из имеющихся данных. Для этого следует воспользоваться соотношениями
Pвых = (Pвх + ρ⋅ g ⋅ h(0) − ρ⋅ g ⋅ h( x ) )− λ ⋅ x ⋅ρ⋅
⎛ z тр 68 ⎞
λ = 0,11 ⎜
+
⎟
⎝ d0 Re ⎠
0,25
, где Re =
uтр uтр
2 ⋅ d0
d0 uтр
ν
,
.
(Д.156)
(Д.157)
В конце трубопровода величина давления составит
⎛ 5,5 ⋅10 −6
⎞
⎛ 0,0001 68 ⋅ 2,6 ⋅10− 6 ⎞
Pвых = ⎜
+ 50 ⋅ 580 ⋅ 9,81) ⎟ − 0,11⎜
+
⎟
⎜
⎟
⎜ 0,426
0,426 ⋅1,26 ⎟⎠
⎝
⎠
⎝
50 ⋅ 580 ⋅ 9,81 = 0,965 МПа.
0,25
⋅ 7⋅ 10 5⋅
1,262
⋅ 580 −
2
(.158)
Профиль давления в рассматриваемом трубопроводе (на участке 265–285 км) выглядит
так, как это показано на рисунке Д.6.
268
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.6 – Профиль давления в трубопроводе на участке 265–285 км
Далее производятся необходимые вычисления по следующему алгоритму:
% по заданному в исходных данных профилю трассы h(x) определяется высотная отмет%
ка расположения свища hразр =10 м;
% по исходным данным определются координаты близлежащих задвижек – до и после
места разрушения – хзадвижка до = 265 км и хзадвижка после = 275 км;
% определяется максимальная высотная отметка трассы на участке от х
до
задвижка до
х задвижка после;
hмакс =
max
x∈(x задвижка до ,xзадвижка после )
(h( x ) )= h(270) = 80;
(Д.159)
% определяется масса жидкого продукта Мвозм, способного вытечь из конденсатопро%
дуктопровода на этапе самотечного истечения. При разгерметизации на 268 км согласно при%
ложению Д.1.3 возможен сток из участка от 265 до 270 км
М возм = ( 40 2 + 3000 2 + 70 2 + 2000 2 ) ⋅ 0,25 ⋅ π⋅ 0,426 2 ⋅ 580 = 413,462 т;
(Д.160)
% выбирается количество этапов истечения – N = 2:
первый этап (k = 1) – напорное истечение;
второй этап (k = 2) – самотечное истечение;
% определяем интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
Gвыбр (1) = 0,6 ⋅10 −4 ⋅ 580 ⋅ 2 (3992000 −100000 ) = 4,03 кг/с,
(Д.161)
t (1) = 1800 с.
(Д.162)
269
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на втором этапе.
Для разгерметизации на 268 км
Gвыбр (2) = 0,6 ⋅10 −4 2 ⋅ 9,81 ⋅ ((80 − 10 )⋅ 580 ⋅ 580 + 2 ⋅ (580000 −100000 )⋅580 )=1 ,92 кг/с,
t (2) = min (215344,19800 ) = 19800 = 5,5 ч,
(Д.163)
(Д.164)
% с помощью приложения Д.4 определяется αвыб(1) = αвыб(2) = 0,186 и Твыб(1) =
Твыб(2) = 240 К.
% определяется скорость поступления продукта в пролив.
Для разгерметизации на 268 км
Gпролив (1) = 2,53 кг/с,
(Д.165)
Gпролив (2) = 1,21 кг/с.
(Д.166)
Д.4 Парообразование из нестабильной жидкости в результате падения давления
Исходные данные:
Тгр – температура грунта, К;
ТК – температура конденсата, К;
РК – давление в конденсатопроводе, кг/см2;
Ра – атмосферное давление, кг/см2.
Искомые параметры:
χ – мольная доля пара, образующегося при сбросе давления в сечении разрыва и в
результате испарения с поверхности пролива.
Порядок расчета
Сжиженный углеводородный газ представляет собой многокомпонентную смесь
углеводородов метанового ряда. Поэтому для корректного определения доли испарившегося
вещества смеси обычно используют термодинамическую модель фазовых равновесий для
углеводородных смесей, основанную на использовании модифицированного уравнения
состояния Редлиха%Квонга
PК =
R ⋅TК R ⋅TК ⋅ b ⋅ d
−
,
v−b
v ⋅ ( v + b)
где ТК, РК – температура и давление смеси;
v – мольный объем;
b, d – коэффициенты, зависящие от компонентного состава смеси;
R – универсальная газовая постоянная.
270
(Д.167)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Решение уравнения (Д.167) для многокомпонентной смеси представляет собой громозд%
кую и сложную математическую задачу. Разработан и опробован альтернативный подход к рас%
чету доли испарившегося пара χ, основанный на применении Т–S диаграмм. При этом Т–S
диаграммы для характерных составов транспортируемых сырьевых потоков строятся по
результатам лабораторных исследований.
Расчет удельной интенсивности парообразования при помощи Т–S диаграмм строит%
ся следующим образом.
Начальное состояние системы описывается точкой 1 на диаграмме рисунки Д.7–Д.9,
которая определяется пересечением линии ТК =270 К, и линии давления, соответствующей
давлению в трубопроводе. Для конденсата, находящегося на линии насыщения при темпера%
туре грунта на глубине заложения, сброс давления приведет к снижению температуры (изоэн%
тальпийный процесс) и вызовет частичное испарение продукта. На T–S диаграммах рисунки
Д.7–Д.9 этот процесс показан линией 1–2. Точка 2 определяется пересечением изоэнтальпий%
ной кривой с линией давления, равного атмосферному давлению.
Температура определяется проекцией точки 2 на ось ординат. Температура парокон%
денсатной смеси определяется по оси ординат. На этой же диаграмме показана мольная доля
образующегося пара χ в точке 2, которая соответствует термодинамическому состоянию кон%
денсата в сечении разрыва. Количество определяется линейной интерполяцией между линия%
ми, построенными для разных значений χ.
На втором этапе с помощью Т–S диаграммы получаем долю испарившегося продукта,
разлитого по поверхности земли. При этом вследствие теплопритоков из атмосферы и масси%
ва грунта начинается фракционное испарение разлившегося продукта, которое описывается
на Т–S диаграмме, отрезком 2–3. Мольная доля χ вещества, испарившегося после нагрева
разлитой жидкости до температуры грунта (20 °С), определяется на диаграмме точкой 3, кото%
рая откладывается на диаграмме движением вдоль линии равного давления (Ра) до пересече%
ния с горизонтальной линией Тгр =293 К (20 °С).
Пример расчета
Определить температуру и долю испарившегося вещества, которое образуется на этапе
дросселирования сжиженной многокомпонентной смеси под давление РК = 5,5 МПа в сече%
нии разрыва трубопровода. При этом начальная температура смеси, равная температуре грун%
та на глубине заложения, составляет ТК = %3 °С (270 К), температура грунта на поверхности
земли Тгр = 20 °С. Затем определить долю χ испарившегося конденсата с поверхности земли.
В качестве примера рассмотрены наиболее типичные составы сырьевых потоков кон%
денсатопроводов и продуктопровода СУГ.
271
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Д . 3 – Типичные составы сырьевых потоков.
НГКС без ШФЛУ
(массовые %)
НГКС с ШФЛУ
(массовые %)
Метан
0,0018
0,0020
Этан
0,6859
0,7209
Пропан
10,6823
11,2452
Изо%бутан
6,6596
6,9380
Н%бутан
9,1835
9,7229
Изо%пентан
5,6861
5,7758
Н%пентан
5,1359
5,2236
45–60
1,0157
1,0057
60–70
6,6409
6,5609
70–80
2,2973
2,2534
80–90
3,0642
2,9852
90–100
6,9439
6,7564
>100
42,0029
40,8099
СУГ (пропан%бутан
(мольные доли)
0,6
0,4
0,0
Расчет удельной интенсивности парообразования в сечении разрыва при помощи Т–S
диаграмм строится следующим образом.
Начальное состояние системы описывается точкой 1 на диаграммах рисунки Д.7–Д.9,
которая определяется пересечением линии ТК =270 К, и линии давления, соответствующей
давлению в трубопроводе. Для конденсата, находящегося на линии насыщения при темпера%
туре грунта на глубине заложения сброс давления приведет к снижению температуры (изоэн%
тальпийный процесс) и вызовет частичное испарение продукта. На T–S диаграмме рисунки
Д.7–Д.9 этот процесс показан линией 1–2. Точка 2 определяется пересечением изоэнтальпий%
ной кривой с линией давления, равного атмосферному давлению. Температура паро%конден%
сатной смеси определяется по проекцией точки 2 на ось ординат. На этой же диаграмме
(рисунки Д.7–Д.9) показана мольная доля образующегося пара χ в точке 2, которая соответ%
ствует термодинамическому состоянию конденсата в сечении разрыва. Количество определя%
ется линейной интерполяцией между линиями, построенными для разных значений χ.
Для сравнения в таблице Д.4 представлен рассчитанный по уравнению Д.167 компо%
нентный состав и мольная доля фаз в сечении разрыва конденсатопродуктопровода.
Мольные доли, полученные из решения Д.167 и с помощью T–S диаграмм, совпадают.
На втором этапе с помощью T–S диаграммы получаем долю испарившегося продукта,
разлитого по поверхности земли. Оставшаяся после испарения на срезе трубы жидкость попа%
дает на землю при пониженной температуре. Состав этой жидкости приведен в таблице Д.4.
Вследствие теплопритоков из атмосферы и массива грунта начинается фракционное испаре%
272
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Д . 4 – Компонентный состав и мольная доля фаз в сечении разрыва
Компоненты
Метан
Этан
Пропан
Изо%бутан
Н%бутан
Изо%пентан
Н%пентан
Гексан
Гептан
Октан
Нонан
Декан+
Мольная доля фаз
НГКС без ШФЛУ
(мольные доли)
пар
0,0012
0,1489
0,5748
0,1051
0,1013
0,0208
0,0362
0,0082
0,0029
0,0004
0,0001
0,0001
0,06
жидкость
0,0000
0,0096
0,1638
0,0877
0,1236
0,0635
0,1435
0,1169
0,1178
0,0591
0,0253
0,0893
0,94
НГКС с ШФЛУ
(мольные доли)
пар
0,0014
0,1455
0,5785
0,1054
0,1033
0,0203
0,0348
0,0076
0,0027
0,0003
0,0001
0,0001
0,065
жидкость
0,0000
0,0095
0,1686
0,0903
0,1297
0,0641
0,1426
0,1133
0,1139
0,0571
0,0244
0,0864
0,935
Пропан%бутан
(мольные доли)
пар
жидкость
0,8613
0,5402
0,1387
0,4598
0,186
0,814
ние разлившегося продукта, которое описывается на Т–S диаграмме отрезком 2–3. Мольная доля
вещества, испарившегося после нагрева разлитой жидкости до температуры грунта
(20 °С), определяются на диаграмме точкой 3, которая откладывается на диаграмме движением
вдоль линии равного давления (РАТМ) до пересечения с горизонтальной линией Тгр =293 К (20 °С).
Состав жидкости на поверхности грунта после нагрева до температуры грунта предста%
влен в таблице Д.5. Видно, что смесь пропан%бутан полностью испаряется.
Та б л и ц а Д . 5 – Состав жидкости на поверхности грунта после нагрева
до температуры грунта
НГКС без ШФЛУ
(мольные доли)
НГКС с фактическим ШФЛУ
(мольные доли)
Пропан%бутан
(мольные доли)
Пропан
0,0480
0,0459
%
Изо%бутан
0,0666
0,0677
%
Н%бутан
0,1110
0,1162
%
Изо%пентан
0,0716
0,0730
%
Н%пентан
0,1677
0,1689
%
Гексан
0,1496
0,1478
%
Гептан
0,1546
0,1525
%
Октан
0,0784
0,0773
%
Нонан
0,0336
0,0332
%
Декан+
0,1190
0,1175
%
Компоненты
273
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.7 – T–S диаграмма пропан%бутановой смеси
274
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.8 – T–S диаграмма НГКС с ШФЛУ
275
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Д.9 – T–S диаграмма НГКС без ШФЛУ
276
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Е
(рекомендуемое)
Методики расчета пространственно$временного распределения выбрасываемых
продуктов с учетом их физико$химической трансформации
Е.1 Методика расчета параметров облака газа, сформированного при истечении
сверхзвуковой струи газа
Исходные данные:
d0 – внутренний диаметр газопровода, м;
GЕ – массовый расход истекающего газа, кг/с;
Т0 – температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, град. К.
Искомые параметры
C(ξ, r, t) – распределение концентрации метана в пространстве (по оси струи – коор%
динате ξ и в направлении, поперечном оси струи – по координате r) и времени t.
Порядок расчета
Для критических условий (М = 1 – число Маха) аварийного истечения газа из конца
разорванного участка газопровода (в аварийном выходном сечении участка трубопровода)
(индекс «Е») устанавливаются следующие газодинамические параметры потока (скорость,
плотность, давление), которые определяются по формулам
1/ 2
⎛ 2k ⋅ R ⋅T ⎞
0⎟
⎝ k +1
⎠
uE = aE = ⎜
ρE ≡ ρE (t ) =
PE ≡ PE (t ) =
4 ⋅ GE (t )
aE ⋅ π⋅ d02
,
,
2
⋅ρE (t ) ⋅ R ⋅T0 > Pa ,
k +1
(Е.1)
(Е.2)
(Е.3)
где uE – скорость газа в сечении разрыва, aE – местная скорость звука;
R
R = 0 – удельная газовая постоянная газа;
μ
μ – молекулярная масса газа;
R0 – универсальная газовая постоянная;
Cp
k=
– показатель адиабаты, Ра – атмосферное давление;
Cν
d0 – диаметр трубы;
T0 – температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии.
277
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Проверка условия критического истечения (Е.3) по превышению статистического
давления в выходном сечении трубопровода атмосферного давления является обязательной
процедурой и гарантирует правильность применения нижеследующих процедур. Если усло%
вие (Е.3) не выполняется, то истечение газа происходит в дозвуковом режиме, размеры зоны
загазованности небольшие и ими можно пренебречь по сравнению с размерами зон, наблю%
давшимися при звуковом истечении.
После выходного сечения на определенном участке (в пределах нескольких диаметров
трубы) при превышении статическим давлением на срезе трубы атмосферного давления про%
исходит изоэнтропическое расширение газа с разгоном потока до сверхзвуковых скоростей
(М > 1) и формированием системы скачков уплотнения (без изменения расходных характери%
стик в образующемся струйном течении). Для данного участка течения характерна существен%
ная неравномерность потока. При этом за счет действия скачков уплотнения происходит
потеря полного давления. В конце данного участка давление в поперечной плоскости течения
выравнивается и становится равным атмосферному. Данное сечение в газовой динамике
получило название «изобарическое сечение нерасчетной струи» или «ударная плоскость».
В ударной плоскости (индекс «s») значение газодинамического параметра скорости –
числа λ определяется по формуле
λs = 1 +
PE − Pa
ρE ⋅ uE2
,
(Е.4)
где Pa – атмосферное давление.
Значения температуры, числа Маха, плотности и диаметра эквивалентного сечения
струи в ударной плоскости рассчитываются по формулам
Ts = T0 ⋅ (1 −
Ms =
ρs =
ds = d0 ⋅
k −1 2
λ s ),
k +1
λ s ⋅ aE
k ⋅ R ⋅Ts ⋅
,
Pa
,
R ⋅Ts
ρE
.
ρs ⋅ M s
(Е.5)
(Е.6)
(Е.7)
(Е.8)
Распределение скорости и объемной концентрации по осевой (ξ) координате на рас%
стояниях, существенно превышающих длину участка расширения, описывается функциями:
278
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% для струй, распространяющихся в неограниченном воздушном пространстве,
ρs
12,4
⋅
um (ξ ) = cm (ξ ) =
,
ρa ξ ⋅ϕ( M s )
(Е.9)
% для настильных струй, распространяющихся вдоль поверхности земли;
ρs
15,5
⋅
um (ξ ) = cm (ξ ) =
,
ρa ξ ⋅ϕ( M s )
(Е.10)
где ρa – плотность атмосферного воздуха, а функция ϕ(Ms) определяется следующим образом:
⎧
1 − при M s < 1,2
⎪
⎪⎪ 1 − 0,4 M s − 1,2 − при 1,2 ≤ M s ≤ 3,6
ϕ( M s ) = ⎨
0,4 − при M s > 3,6
⎪
⎪
⎪⎩
⎫
⎪
⎪⎪
⎬.
⎪
⎪
⎪⎭
(Е.11)
Безразмерная координата определяется из соотношения
ξ=
2 ⋅ξ
.
ds
(Е.12)
Распределение продольной скорости и концентрации в поперечном к оси струи напра%
влении r можно задать в виде зависимостей, предложенных Шлихтингом:
3
u
= f (η) = (1 − η 2 )2,
um
3
c
= (1 − η 2 )1,5 ,
cm
(Е.13)
(Е.14)
r
где η = c ⋅ξ ,
1
значение c1 принимается равным 0.2÷0.25 (рекомендуется c1 = 0.22 ).
На рисунке Е.1 приведены результаты расчета длины и полуширины струи, соответ%
ствующих НКПВ метана, при свободном истечении при сверхкритических параметрах в
неподвижную атмосферу из одного конца поврежденного газопровода диаметром 1 420 мм с
максимальным рабочим давлением 7,5 МПа при разрыве посередине перегона длиной 120 км.
Из полученных результатов видно, что максимальная длина (по оси струи) зоны загазованно%
сти при выбросе из МГ большого диаметра не превышают 800–900 м. С учетом того, что при
независимом выбросе струй из двух концов участка разрыва они будут ориентированы вдоль
исходной оси МГ с возможным отклонением от нее (по оценкам) не более чем на 15–20°,
потенциально опасная (воспламеняемая) зона загазованности не выходит за пределы норма%
тивных разрывов между МГ и населенными пунктами.
279
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Е.1 – Параметры свободного струйного истечения природного газа из одного конца
поврежденного трубопровода
Е.2 Методика расчета размеров лужи при проливе жидкости
Исходные данные:
G(t) – массовая суммарная интенсивность истечения конденсата из обоих концов пов%
режденного трубопровода, кг/с;
RK – радиус кривизны сферической котловины, в которую вытекает продукт, м;
ρ – плотность пролитого конденсата, кг/м3;
Tип и свойства грунта.
Искомые параметры:
h – текущий уровень разлитой жидкости, м;
R3 – радиус «зеркала» разлитой жидкости, м.
Порядок расчета
При аварийной разгерметизации конденсатопроводов происходит истечение под
давлением сжиженного газа и «мгновенное» испарение в окружающем пространстве опреде%
280
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ленной его части. При этом за счет изоэнтальпийного расширения (дросселирования) остав%
шаяся часть жидкости охлаждается относительно исходной (в рабочих условиях) температуры
и растекается по поверхности грунта. Поскольку при атмосферном давлении охлажденный
сжиженный газ переходит уже в новое равновесное (насыщенное) состояние, любой подвод
тепла из окружающей среды приводит к дальнейшему испарению части его массы с одновре%
менным изменением компонентного состава смеси за счет преимущественного («фракцион%
ного») испарения наиболее высококипящих компонентов.
Таким образом, массовая интенсивность испарения сжиженного газа при аварийном
истечении определяется тремя факторами:
% резким падением давления;
% теплопритоком из массива грунта;
% турбулентно%диффузионным потоком тепла из атмосферы.
Сценарии истечения и растекания жидкости могут быть весьма разнообразны в зави%
симости от сезонного состояния поверхности грунта, рельефа местности и других факторов.
Не снижая общности модели, с учетом возможности более полного и качественного учета
теплового баланса, принимается, что разрушение трубопровода и истечение продукта проис%
ходят в природной котловине с геометрическим приближением в виде сферического сегмен%
та (рисунок Е.2.).
Тогда материальный баланс процесса заполнения котловины записывается в виде
ρ
dV
= (1 − χ)G (t ) − Gисп (t ),
dt
(Е.15)
где G(t) – массовая суммарная интенсивность истечения конденсата из обоих концов повреж%
денного трубопровода, кг/с;
Рисунок Е.2 – Схема истечения конденсата в природную котловину в виде
сферического сегмента
281
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Gисп(t) – интегральная интенсивность испарения массы сжиженного газа за счет внешне%
го теплопритока (за счет охлаждения грунта по «смоченной» поверхности и радиационно%
конвективного теплопритока к разлитой жидкости из атмосферы), кг/с;
χ < 1 – коэффициент изоэнтальпийного испарения при истечении жидкости.
Значение коэффициента χ, отвечающего за учет парообразования вследствие падения
давления, определяется из системы уравнений состояния в форме Редлиха%Квонга или по
методике, представленной в приложении Д.4:
ρ – плотность пролитого конденсата, кг/м3;
V – текущий объем разлива для сферического сегмента, который определяется по сле%
дующей формуле
V =
π
h(3R32 + h 2 ),
6
(Е.16)
где h, Rз – текущий уровень жидкости и радиус «зеркала» разлитой жидкости.
Текущее значение площади «смоченной» поверхности массива грунта
S = 2π⋅ Rк ⋅ h,
(Е.17)
где Rk – радиус кривизны сферической котловины – считается известным или задается из гео%
метрических соображений.
Зная текущее значение V(t), легко определить высоту подъема жидкости h путем реше%
ния кубического уравнения
h3 − 3RK h2 +
3V
= 0.
π
(Е.18)
Значение R 23 при известном значении h рассчитывается по соотношению
R32 = h(2RK − h).
(Е.19)
В случае h << RK уравнение Е.15 перепишется в виде
ρ
dV
= (1 − χ)G (t ) − 2 π V (t )RK ⋅ f (t ),
dt
(Е.20)
где f(t) – аппроксимационная зависимость удельной интенсивности испарения, полученная
из обработки экспериментальных данных для различных ситуаций разлива конденсата раз%
кг
личного состава, либо путем численного решения по Методике [28],
.
с ⋅ м2
Рекомендуется в качестве аппроксимации использовать зависимость вида
f (t ) = a ⋅ t b .
(Е.21)
В качестве примера на рисунке Е.3 представлены рассчитанные по методике [28] кри%
вые удельной интенсивности испарения для различных ситуаций разлива конденсата. Расче%
282
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Е.3 – Удельная интенсивность испарения конденсата при кипении на поверхности
грунта: летом (1 – суглинок влажностью 20 %, 2 – торф влажностью 80 %,
3 – песок влажностью 15 %); 4 – зимой
ты проведены для наиболее характерных грунтов, характеристики которых представлены в
таблице Е.1.
Аппроксимация полученных зависимостей с помощью уравнения Е.2.7 дает следую%
щие значения коэффициентов а и b (см. таблицу Е.2).
С использованием уравнения аппроксимации Е.21 уравнение Е.20 интегрируется
численно методом Рунге%Кутта. В результате получаем зависимость V(t).
Та б л и ц а Е . 1 – Свойства грунтов вдоль трассы трубопровода
Свойства
Теплопроводность,
Ккал/(м.ч. °С)
Теплоемкость,
Ккал/(м.ч. °С)
Удельный вес
Характерная
влажность
Тип грунта
талый
мерзлый
талый
мерзлый
кг/м3
%
Песок
1,55
1,9
0,294
0,233
1800
15
Суглинок
1,24
1,5
0,325
0,245
2000
20
Торф
0,85
1,1
0,5
0,45
1200
80
Та б л и ц а Е . 2 – Вириальные коэффициенты для уравнения Е.2.7 (приложение Е)
Расчетная ситуация
а
b
Суглинок, влажность w = 20 %, лето
1,806
%0,563
Сухой песок, w = 15 %, лето
2,005
%0,541
Влажный торф, w = 80 %, лето
1,923
%0,621
Суглинок, w = 20 %, зима
1,063
%0,638
283
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Зная V(t) по уравнениям Е.18 и Е.19, определяем R 23 и, соответственно, текущую пло%
щадь зеркала.
Пример расчета
В качестве примера на рисунке Е.4 представлена динамика изменения размеров лужи
при проливе конденсата при различных интенсивностях истечения из аварийного трубопро%
вода (50–1000 кг/с) для радиуса кривизны котловины 750 м.
1 – 50 кг/с; 2 – 100 кг/с; 3 – 500 кг/с; 4 – 1000 кг/с
Рисунок Е.4 – Динамика изменения размеров лужи при проливе конденсата при различных
интенсивностях истечения из аварийного трубопровода при радиусе кривизны котловины 750 м
Е.3. Методика расчета испарения пролива
Исходные данные
R3(t) – зависимость радиуса пролива конденсата от времени, м;
состав продукта (смеси);
Твозд – температура воздуха, °С;
uв – скорость ветра, м/с;
Тгр – температура грунта, °С;
тип и свойства грунта.
Искомые параметры
F(t) – интегральная интенсивность испарения продукта, кг/с;
284
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Порядок расчета
Методика расчета испарения пролива основана на использовании предварительно рас%
считанных для различных ситуаций аппроксимирующих зависимостей удельной интенсивно%
сти испарения и рассчитанных по Методике приложения Е.2 размеров лужи при проливе кон%
денсата.
Интегральная интенсивность испарения F(t), кг/с, вычисляется по формуле
F (t ) = πR32 (t ) ⋅ f (t ),
(Е.22)
где R3(t) – зависимость радиуса пролива конденсата от времени, м, определяется по Методи%
ке приложения Е.2;
f(t) – удельная интенсивность испарения конденсата от времени, кг/с определяется по
зависимости Е.23.
Удельная скорость испарения конденсата из лужи определяется из уравнения
f (t ) = k1 ⋅ k2 ⋅ a ⋅ t b ,
(Е.23)
где коэффициенты а и b определяются из таблицы Е.3;
k1 – коэффициент, учитывающий наличие ветра, б/р.;
k2 – коэффициент учета шероховатости поверхности грунта, б/р.
Та б л и ц а Е . 3 – Вириальные коэффициенты для уравнения Е.23
Состав смеси
Тип грунта
бетон
песок,
песок,
суглинок,
влажность 15 % влажность 80 % влажность 20 %
ШФЛУ, лето,
Тгр = 10 °С, Твозд = 10 °С
a = 0,241
b = % 0,437
a = 0,4424
b = % 0,411
a = 0,6272
b = % 0,4272
a = 0,5334
b = % 0,4336
ШФЛУ, зима, Тгр =%5 °С,
Твозд =%10 °С
a = 0,191
b = % 0,43
a = 0,4536
b = % 0,4172
a = 0,5152
b = % 0,4224
a = 0,4158
b = % 0,4224
Пропан(40)%Бутан(60), лето,
Тгр = 10 °С, Твозд = 10 °С
a = 0,0663
b = % 0,271
a = 0,15763
b = % 0,276
a = 0,1747
b = % 0,265
a = 0,1403
b = % 0,26
Пропан(40)%Бутан(60), зима,
Тгр = %5 °С, Твозд = %10 °С
a = 1,046
b = % 0,33
a = 0,21
b = % 0,284
a = 0,266
b = % 0,31
a = 0,2171
b = % 0,31
Пропан(50)%Бутан(50), лето,
Тгр = 10 °С, Твозд = 10 °С
a = 0,0575
b = % 0,28
a = 0,1456
b = % 0,28
a = 0,1532
b = % 0,27
a = 0,1341
b = % 0,279
Пропан(50)%Бутан(50), зима,
Тгр =%5 °С, Твозд =%10 °С
a = 0,1
b = % 0,347
a = 0,2453
b = % 0,341
a = 0,2638
b = % 0,335
a =0,21
b = % 0,33
Пропан(60)%Бутан(40), лето,
Тгр = 10 °С, Твозд = 10 °С
a = 0,0575
b = % 0,28
a = 0,1456
b = % 0,28
a = 0,1532
b = % 0,27
a = 0,1341
b = % 0,279
Пропан(60)%Бутан(40), зима,
Тгр =%5 °С, Твозд = %10 °С
a = 0,1
b = % 0,347
a = 0,2453
b = % 0,341
a = 0,2638
b = % 0,335
a = 0,21
b = % 0,33
285
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Коэффициент поправки на ветер определяется по уравнению
k1 = 1 + 0,0021 ⋅ uв,
(Е.24)
где uв – скорость ветра, м/с.
Коэффициент поправки на шероховатость поверхности для реальных грунтов изме%
няется в пределах 1,5–4,5 и определяется методом экспертной оценки. Наиболее широко
используемое (рекомендуемое) значение – 2,63.
Та б л и ц а Е . 4 – Состав ШФЛУ, используемый для расчета параметров в таблице Е.3
Состав ШФЛУ
Мольная доля
Этан
0,0251
Н%бутан
0,2341
Гексан
0,0322
Пропан
0,4953
Изопентан
0,0368
Изобутан
0,087
Н%пентан
0,0895
Е.4 Геометрические размеры пламени при горении газа
Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теплового воздействия
пожара на окружающую среду зависят от конкретного сочетания целого ряда факторов, среди
которых можно указать такие, как:
% максимальное рабочее давление газа, диаметр газопровода, место разрыва на перего%
не между КС;
% общие размеры разрушения (линейный пробег трещины), характерные размеры
(длина, ширина и глубина) грунтового новообразования; характеристики массива грунта; вза%
имное положение осей концов разрушенного участка трубопровода.
Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выброса газа вверх и
вниз по потоку от места разрыва, факторы второй – интегральное газодинамическое поле
взаимодействующих высокоскоростных струй газа.
В качестве базовых вариантов формы пламени пожара при разрывах газопроводов
рекомендуется принимать следующие:
% горение невзаимодействующих настильных (слабо наклонных к горизонту) двух (или
одной) струй газа, истекающих в сверхкритических режимах в противоположных направле%
ниях из разведенных (относительно исходного положения) концов разрушенного трубопро%
вода (сценарий – «струевое пламя»);
286
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% горение газового шлейфа, образующегося при встречном газодинамическом взаимо%
действии двух потоков газа, истекающих со звуковой скоростью из концов поврежденного
участка трубопровода и с ориентацией интегрального, относительно низкоскоростного, пото%
ка, близкой к вертикальной (сценарий – «пожар в котловане»).
Е.4.1 Расчет геометрических размеров пламени для сценариев группы С1 «Пожар в котло$
ване»
Для сценариев указанной группы пламя пожара моделируется в виде цилиндрического
твердого теплового излучателя, вертикального или наклонного (рисунок Е.5).
Рисунок Е.5 – Схематическое представление пламени пожара на газопроводе при сценариях
группы С1 «Пожар в котловане»
Исходные данные:
G, кг/c – суммарный массовый расход газа при его аварийном истечении из двух кон%
цов разрушенного газопровода на заданный момент времени t (отсчет времени – от момента
разрушения газопровода) или его осредненное значение за заданный промежуток времени Δt.
QнТ – низшая теплота сгорания газа, Дж/кг;
Искомые параметры:
L(ц)
ф – длина (высота) цилиндра пламени, м;
(ц) – эффективный диаметр очага пожара, м;
Dэф
Порядок расчета
Искомые параметры определяются путем решения следующей системы уравнений
(ц)
(ц)
относительно переменных Lф и Dэф
287
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
0,4
(ц)
L(ц)
ф = 0,23 ⋅ Qф − 1,02 ⋅ Dэф ,
(ц)
D'эф
= 0,5 ⋅ L(ц)
ф ,
Т
Qф = G ⋅ Qн ,
(E.24)
где Qф – общее тепловыделение пожара, кВт;
QнТ – низшая теплота сгорания метана, кДж/кг.
Е.4.2 Расчет геометрических размеров пламени для сценариев группы С2 «струевые пламе$
на»
Следует учитывать что из%за физических особенности горения настильных струй при
сверхкритических параметрах истечения природного газа из трубопровода, т.е. когда источник
выброса ориентирован горизонтально и расположен на уровне поверхности земли, в силу тор%
можения струи и изменения поверхности эжекционного захвата воздуха, длина видимой части
пламени ( L(H)
max ) увеличивается на 20–25 % по сравнению с длиной свободного пламени.
Концевая часть настильного факела (~0,2 L(H)
max ) имеет выраженное отклонение вверх,
сгорает в виде отдельных языков пламени (см. рисунок Е.6) и вносит относительно незначи%
тельный вклад в общее излучение тепла от факела в окружающее пространство. Также незна%
чительное влияние на характеристики теплового излучения оказывает начальный («слабосве%
тящийся») участок факела длиной (0,2–0,25) L(H)
max .
Как было отмечено выше, при встречном газодинамическом взаимодействии истекающих
в критическом режиме потоков газа в условиях влияния ограничивающих поверхностей грунто%
вого новообразования может возникать пламя с весьма сложной объемной конфигурацией.
Для сценариев указанной группы пламя моделируется как твердый тепловой излуча%
тель в виде усеченного конуса, наклонного или горизонтального (рисунок Е.7).
Рисунок – Е.6 Встречное струевое горение. Излучающая поверхность пламени
представляется в виде конусов
288
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Е.7 – Схематическое представление струевого пламени при сценариях аварий
группы С2 «струевые пламена» (показана одна струя)
Исходные данные:
G1 – интенсивность истечения газа из аварийного участка газопровода выше по пото%
ку газа от места разрыва, кг/с (определяется по методикам приложения Г);
G2 – интенсивность истечения газа из аварийного участка газопровода ниже по потоку
газа от места разрыва, кг/с (определяется по методикам приложения Г);
QнТ – низшая теплота сгорания газа, Дж/кг;
ρн – плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
U0 – скорость ветра, м/с;
w – атмосферная влажность, %;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
k – показатель адиабаты газа; б/р;
R – удельная газовая постоянная, Дж/(моль · К);
α – угол наклона к горизонту оси конусообразного пламени, град;
T0 – температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, К;
d0 – диаметр трубы, м;
Ра – атмосферное давление, Па;
289
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
T0 – температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, К.
Искомые параметры:
L(стр)
– общая длина струевого пламени (факела), м;
ф
h – отрыв факела от выходного сечения отверстия истечения, м;
RL – длина видимой части конусообразного пламени (высота усеченного конуса), м;
W1 – ширина малого основания усеченного конуса пламени, м;
W2 – ширина большого основания усеченного конуса пламени, м.
Порядок расчета
Расчет ведется независимо для каждой из 2%х струй.
Для критических условий (М = 1 – число Маха) аварийного истечения газа из конца
разрушенного участка газопровода (в аварийном выходном сечении участка трубопровода)
(индекс «Е») устанавливаются следующие газодинамические параметры потока (скорость,
плотность и давление)
1/ 2
⎛ 2k
⎞
⋅ R ⋅T0 ⎟ ,
uE = aE = ⎜
⎝ k +1
⎠
Gi
ρE ≡ ρ E (t ) =
,
aE ⋅ fE
2
⋅ρ E (t )⋅ R ⋅ T0 > Pa ,
PE ≡ PE (t ) =
k +1
(Е.25)
где aE – местная скорость звука;
fE = (π d02 )/4 – площадь поперечного сечения трубы;
Gi – массовый расход газа, кг/с соответственно для первой (i = 1) и второй(i = 2) струй.
Проверка условия критического истечения (E.25) по превышению статическим давле%
нием в выходном сечении трубопровода атмосферного давления является обязательной про%
цедурой и гарантирует правильность применения нижеследующих процедур. Если условие
(Е.25) не выполняется, то истечение газа происходит в дозвуковом режиме, размеры зоны
загазованности небольшие и ими можно пренебречь по сравнению с размерами зон, наблю%
дающимися при звуковом истечении.
После выходного сечения на определенном участке (в пределах нескольких диаметров
трубы) при превышении статическим давлением на срезе трубы атмосферного давления про%
исходит изоэнтропическое расширение газа с разгоном потока до сверхзвуковых скоростей
(М > 1) и формированием системы скачков уплотнения (без изменения расходных характери%
стик в образующемся струйном течении). Для данного участка течения характерна существен%
ная неравномерность потока. При этом за счет действия скачков уплотнения происходит
потеря полного давления. В конце данного участка давление в поперечной плоскости течения
290
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
выравнивается и становится равным атмосферному. Данное сечение в газовой динамике
получило название «изобарическое сечение нерасчетной струи» или «ударная плоскость».
В ударной плоскости (индекс «s») значение газодинамического параметра скорости –
числа λs определяется как
λs = 1 +
PE − Pa
ρE ⋅ uE2
.
(Е.26)
Значения температуры, числа Маха, плотности и диаметра эквивалентного сечения
струи в ударной плоскости приведены ниже.
Ts = T0 ⋅ (1 −
Ms =
ρs =
k −1 2
λ s ),
k +1
λ s ⋅ aE
k ⋅ R ⋅Ts ⋅
,
Pa
,
R ⋅Ts
(стр)
= d0 ⋅
Dэф
ρE
.
ρS ⋅ M S
(Е.27)
(Е.28)
(Е.29)
(Е.30)
Общая длина струи определяется по первой формуле системы (E.24) (с учетом задан%
ной интенсивности истечения G1 (или G2)
(стр)
L(стр)
= 0,23 ⋅ Qф0,4 − 1,02 ⋅ Dэф
.
ф
(Е.31)
Отрыв факела пламени от среза разорванной трубы (отверстия) h, м, определяется по
формуле
h = 0,2 ⋅ L(стр)
ф .
(Е.32)
Длина видимой части пламени (высота усеченного конуса) RL, м, определяется по фор%
муле
RL = L(стр)
− h.
ф
(Е.33)
Ширина малого основания усеченного конуса W1, м, определяется по формуле
1 ⎤⎞
⎛ ⎡
⎜ ⎢ 1 ⎛ ρв ⎞ 2 ⎥ ⎟
W1 = 15d0 ⎜1 − ⎢1 − ⎜ ⎟ ⎥ ⎟ ,
⎜ ⎢ 15 ⎝ ρг ⎠ ⎥ ⎟
⎦⎠
⎝ ⎣
(Е.34)
где ρв – плотность воздуха при Ра и 293 К, кг/м3;
291
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ρг – плотность газа в стандартных условиях, кг/м3.
Ширина большого основания усеченного конуса W2, м, определяется по формуле
W2 = 0.26 ⋅ L(стр)
ф .
(Е.35)
Порядок расчета для настильной струи.
Общая длина настильной струи (т.е. горизонтальной струи с источником выброса на
уровне земли) рассчитывается по формуле
(стр)
L(стр)
ф%наст = 1,2 ⋅ Lф .
(E.36)
Остальные геометрические размеры настильной струи рассчитываются аналогично
вышеприведенному алгоритму по формулам Е.32–Е.35.
292
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Методики расчета физических параметров и масштабов распространения
поражающих факторов аварий
Ж.1 Разлет фрагментов трубы и грунта подземного газопровода под давлением
Исходные данные:
P0 – давление газа в трубе МГ, Па;
Pа – атмосферное давление, Па;
R0 – внутренний радиус трубы, м;
Н – расстояние от оси МГ до поверхности грунта, м.
Искомые параметры:
y(t), v(t) – зависимости от времени вертикальных значений расстояния и скорости
вылетевшего фрагмента;
x(t), w(t) – зависимости от времени горизонтальных значений расстояния и скорости
вылетевшего фрагмента.
Порядок расчета
Оценочные расчеты разлета фрагментов грунта и осколков трубы рекомендуется про%
водить по модели, расчетная схема которой представлена на рисунке Ж.1. Рассматривается
метание грунта и оболочки трубы сжатым газом при разрушении трубопровода в секторе 2ϕ.
Принимается, что ось трубопровода заглублена на глубину Н, радиус трубы – R0, давление в
трубе – P0.
Рисунок Ж.1 – Расчетная схема метания оболочки трубы и грунта сжатым газом
293
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Предполагается, что на выброс грунта из траншеи расходуется часть потенциальной
энергии сжатого газа Aг. Массой оболочки трубы для заглубленных газопроводов можно пре%
небречь. Закон сохранения энергии на единицу длины траншеи имеет вид
M грунта ⋅V02
2
= η⋅ Aг ⋅ M г ,
(Ж.1)
где Мг – масса сжатого газа для единичной длины газопровода (кг/м);
Аг – работа расширения единицы массы газа в предположении адиабатического процесса
(Дж/кг);
Мгрунта – масса метаемого грунта (кг/м);
V0 – скорость метаемой массы грунта (м/с). От общей энергии взрыва конденсированно%
го ВВ на образование воронки расходуется значительная часть η энергии взрыва: ~20 % – для
плотных суглинков и глин, до 30÷35% – для средних грунтов. В расчетах следует принимать
значение (консервативная оценка) η = 0,35. Тогда уравнение для Мгрунта примет вид
2
2
M грунта ≈ ρгрунта ⋅ ⎡(H + Δ H ) ⋅ tgϕ − π⋅ R02 − (Δ H − R0 ) ⋅ tgϕ ⎤ ,
⎣⎢
⎦⎥
(Ж.2)
где ΔH определяется по формуле
ΔH =
R0
,
sin ϕ
(Ж.3)
Мг определяется из уравнения
M г = ρг ⋅ π⋅ R02 .
(Ж.4)
Для адиабатического расширения значение удельной потенциальной энергии сжатого
газ имеет вид
где k =
k%1 ⎤
−
ΔP ⎡
⎢
Aг =
1 − ΔP k ⎥ ,
ρг (k − 1) ⎢
⎥
⎣
⎦
(Ж.5)
ΔP = P0 − Pа .
(Ж.6)
Cp
для газа в трубе,
CV
ρГ – плотность газа
Из уравнения Ж.1 определяется скорость выбрасываемых фрагментов трубы, которая
по принятому приближению совпадает с V0.
После выброса из траншеи фрагменты трубы и грунта продолжают свое движение в
атмосфере. Уравнения движения фрагментов грунта и оболочки трубы в воздухе задаются
системой уравнений
294
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
dy
= v,
dt
1
dv
= − lф 2 ⋅ cx ⋅ρ в ⋅ v 2 + w 2 − m0 ⋅ g ,
m0
2
dt
dx
= w,
dt
dw
1
= − lф 2 ⋅ cx ⋅ρ в ⋅ v 2 + w 2 ⋅ w,
m0
dt
2
(Ж.7)
где y, v – вертикальные значения расстояния и скорости;
x, w – горизонтальные значения расстояния и скорости;
lф, lх,lу, lz – эффективный и характерные размеры фрагмента по трем ортогональным осям,
lф – определяется по формуле
lф = l x2 + l y2 + lz2 ,
(Ж.8)
cx – коэффициент сопротивления фрагмента в воздухе ( принимается равным 0,2, что
соответствует значению для плохо обтекаемого тела);
ρв – плотность воздуха.
Предполагая m0 = ρф · l 3ф , где ρф – плотность материала фрагмента, уравнения для ско%
рости системы (Ж.7) примут следующий вид
c ρ
dv
= − x в v 2 + w 2 ⋅ v − g,
2lф ρф
dt
(Ж.9)
c ρ
dw
= − x в v 2 + w 2 ⋅ w.
2lф ρф
dt
(Ж.10)
Решение вышеизложенной линейной системы дифференциальных уравнений
(Ж.9–Ж.10) проводится численным методом Рунге%Кутта четвертого порядка. Зная зависимо%
сти скоростей от времени, интегрированием методом трапеций получаем зависимости от вре%
мени координат вылетевшего фрагмента.
Пример расчета
В качестве примера рассмотрим трубопровод Ду 1400 мм. В соответствии с требования%
ми нормативных документов заглубление трубопровода 1400 мм должно быть не менее 1,0 м
от верхней образующей трубы. В расчетах принимается проектное заглубление трубопровода
с возможным отклонением 30 %, т.е. значения 1,3 м; 1,0 м; 0,7 м, что соответствует H/R = 2,86;
2.43; 2,0. В таблице Ж.1 приведены значения скорости грунта (м/с) в момент выброса из тран%
шеи для давления 7,5 и 12,0 МПа.
Результаты расчетов показывают, что при проектном заглублении трубы диаметром
1400 мм (1 м по верхней образующей) и изменении угла ϕ от 30 до 60 град. скорость метания
грунта меняется от 74 до 45 м/с.
295
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Ж . 1 – Значения скорости грунта в момент выброса из траншеи
7,5 МПа
12,0 МПа
30°
45°
60°
30°
45°
60°
H/R = 2,86
59
48
37
77
63
49
H/R = 2,43
74
59
45
97
78
59
H/R = 2,0
107
82
59
139
108
78
Расчеты дальности разлета осколков проводились для масс фрагментов от 1 грамма до
1000 кг в предположении, что фрагменты имеют компактную форму (линейные размеры по
трем ортогональным осям фрагментов равны), плотность грунта равна 2000 кг/м3, а плотность
металла трубы 7800 кг/м3. В таблице Ж.2 приведены результаты расчетов дальности разлета
фрагментов (в метрах) для нормального заложения трубы. В скобках для давления 12,0 МПа и
ϕ = 45° приведены результаты при уменьшении глубины заложения трубы (H/R =2,0).
В таблице Ж.3 приведены максимальные дальности разлета фрагментов грунта и обо%
лочки трубы из траншеи (здесь под максимальной дальностью нужно понимать, что не менее
Таблица Ж.2 – Значения дальности метания фрагментов грунта и оболочки трубы из
траншеи (H/R = 2,43)
ϕ
30°
m=1г
m = 1 кг
m =1 т
125
247
280
m=1г
m = 1 кг
m =1 т
207
273
290
7,5 МПа
45°
60°
30°
Фрагменты грунта
123
97
175
220
180
393
247
191
491
Фрагменты оболочки трубы
185
150
320
242
219
465
255
200
500
12,0 МПа
45°
60°
173(230)
368(665)
439(790)
150
268
297
305(440)
425(773)
450(800)
237
283
303
Та б л и ц а Ж . 3 – Максимальные дальности метания фрагментов грунта и оболочки трубы
из траншеи
7,5 МПА
H/R = 2,43 (1,0 м)
m=1г
m = 1 кг
m =1 т
m=1г
m =1 кг
m =1 т
296
12,0 МПа
H/R = 2,43 (1,0 м)
Фрагменты грунта
125(100)
175(140)
220(100)
368(167)
247(100)
439(178)
Фрагменты оболочки трубы
185(100)
305(165)
242(100)
425(175)
255(100)
450(176)
12,0 МПа
H/R = 2,0 (0,7 м)
230(184)
665(300)
790(320)
440(238)
773(319)
800(313)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
90–95 % фрагментов грунта и оболочки трубы, перемещающихся над поверхностью земли,
окажутся в пределах указанных расстояний). В скобках в таблице указана степень повышения
дальности разлета фрагментов (в процентах) по сравнению с газопроводом «стандартного»
давления 7,5 МПа, числовые характеристики которого принимаются за 100 %.
Как видно из таблицы Ж.3, увеличение энергетического потенциала сжатого газа раз%
рушенного участка газопровода в 1,6 раза (при 12,0 МПа по сравнению с 7,5 МПа) при одном
и том же заглублении газопровода приводит приблизительно к такому же увеличению макси%
мальных дальностей разлета фрагментов от места аварии, т.е. можно предположить их линей%
ную зависимость. Уменьшение глубины прохождения нитки газопровода (см. последний
столбец таблицы Ж.3) приводит к существенному увеличению максимальных дальностей раз%
лета фрагментов, особенно для крупных фракций как грунта, так и оболочки трубы.
Расчеты движения осколков трубы массой от 0,1 кг до 1000 кг в предположении ком%
пактной формы осколков показывают, что дальности разлета 95 % осколков не превысят
250 м, что несколько превышает результаты анализа статистики разлета осколков при авариях
и связано с принятыми допущениями. В предположении деления трубы длиной 50 м на
3 фрагмента, отсутствия потерь импульса при отрыве фрагмента от основной трубы и учета
аэродинамического сопротивления в предположении равновероятной ориентации фрагмента
по отношению к своей скорости, максимальная дальность разлета (по крайней мере, с 95 %
вероятностью) таких фрагментов не превысит 140 м.
Сравнение с имеющимися экспериментальными результатами представлено для нес%
кольких имевших место аварийных ситуаций.
Дальность разлета осколков при аварии на газопроводе Валдай – Торжок на трубопро%
воде Ду = 1000 мм (см. рисунки Ж.2–Ж.3) при заглублении 1,4 м по оси трубы составил от 40
до 150 м. Металл трубы – 17Г2С. Аналогичная по последствиям авария имела место на газо%
проводе Белоусово – Ленинград. Энергетический «эффект взрыва» при авариях на данных
газопроводов составил приблизительно 50 % от «энергии взрыва» трубопровода Ду1400 мм при
давлении 7,5 МПа, что соответствует расчетному значению максимальной дальности 153 м
(средняя 76 м) по предложенной выше модели.
По данным ОАО «Газпром», среднее значение разлета осколков оболочки трубы
Ду1400 мм по транспортным объединениям составило 129,46 м. Из общего количества (85 слу%
чаев) аварий только в трех случаях дальность разлета осколков превысила и составила 300 м:
на 350, 400 и 700 м (по одному осколку). При многих авариях осколки (фрагменты) трубы либо
вообще не образовывались, либо оставались в пределах котлована. Расчетная максимальная
дальность (≈90 % фрагментов) составила 250 м, средняя дальность – 125 м.
297
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ду
Рисунок Ж.2 – Разлет осколков при авариях на газопроводе Белоусово – Ленинград
Ду
Рисунок Ж.3 – Разлет осколков при авариях на газопроводе Белоусово – Ленинград
В Институте геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины производилось искусствен%
ное разрушение накладным зарядом конденсированного ВВ отрезка трубы длиной 6 м и диа%
298
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
метром 325 мм при давлении 6 МПа, помещенного в грунт на глубину 0,8 м. Обработка экс%
периментов показала, что основная масса оболочки трубы осталась в массиве грунта (прибли%
зительно 92 %), а в воздухе перемещалось 6 фрагментов трубы. При этом максимальная даль%
ность разлета фрагментов оболочки составила 84 м (масса фрагмента 8 кг) при средней даль%
ности разлета шести фрагментов 42 м. Расчеты по предлагаемой методике оценивают макси%
мальное удаление фрагментов (≈90 % фрагментов) на 87 м при средней дальности 43,5 м.
При вязком механизме разрушения оболочки трубы возможно образование только кру%
пных фрагментов трубы. Дальность разлета крупных фрагментов трубы при проектном поло%
жении трубы не может превысить нескольких десятков метров из%за сильного влияния грунта
на начальную скорость крупноразмерного фрагмента. При непроектном положении газопро%
вода, обнажении верхней кромки трубы дальность разлета крупноразмерных фрагментов резко
увеличивается и для газопроводов давлением 12 МПа может достигать 500 м.
Ж.2 Разлет осколков и фрагментов наземного оборудования под давлением
Ж.2.1 Разлет осколков и фрагментов трубы наземного газопровода
Исходные данные:
P0 – давление газа в трубе МГ, Па;
R0, δ – внутренний радиус и толщина оболочки трубы, м;
ρг, ρоб – плотность газа в трубе и плотность материала оболочки трубы, соответствен%
но, кг/м3;
L – длина разрушенного участка, м;
nоск – количество фрагментов, на которые разрывается труба.
Искомые параметры:
y(t) – зависимости от времени вертикальных значений расстояния, на которое удаля%
ется вылетевший фрагмент, м;
v(t) – зависимости от времени вертикальных значений скорости вылетевшего фраг%
мента, м/с;
x(t) – зависимости от времени горизонтальных значений расстояния, на которое уда%
ляется вылетевший фрагмент, м;
w(t) – зависимости от времени горизонтальных значений скорости вылетевшего фраг%
мента, м/с.
Порядок расчета
Рассмотрим разлет фрагментов оболочки трубы или иного наземного оборудования,
находящегося на поверхности земли, т.е. предполагается, что высота над землей небольшая и
не влияет на дальность разлета осколков или фрагментов.
299
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Будем считать, что кинетическая энергия, приобретенная оболочкой разрушенной
трубы или оборудования, составляет η часть от потенциальной энергии сжатого газа и опре%
деляется соотношением
mоб ⋅V02
= η⋅ M г ⋅ Aг ,
2
(Ж.11)
где mоб = 2 ⋅ π⋅ R0 ⋅ρоб ⋅δ⋅ L – масса оболочки трубы, кг;
Мг = ρгπR20L – масса газа, кг;
ρг, ρоб – плотность газа в трубе и плотность материала оболочки трубы, соответственно,
L – длина разрушенного участка;
M
β = г – параметр, характеризующий соотношение масс оболочки и сжатого газа.
mоб
Уравнение (Ж.2.1) преобразуется в явном виде для скорости фрагмента оболочки трубы
V0 = 2 ⋅β⋅η⋅ Aг .
(Ж.12)
Альтернативная формула для определения V0
V0 =
3 ⋅ ΔP ⋅ D ⋅ K τ
,
2 ⋅ρFl ⋅δ⋅ c
(Ж.13)
где K τ = 0,5 ÷ 0,632 ;
c – скорость звука в воздухе.
ΔP
= const , тогда скорость V при фикси%
0
δ
рованном внешнем диаметре D трубы составляет 150 м/с по формуле (Ж.1.2) и 165 м/с по фор%
По условиям прочности трубы соотношение
муле (Ж.1.3). Для оценочных расчетов рекомендуется принимать V0 = 150 м/c.
Потери энергии сжатого газа на фрагментацию трубы составляет десятые доли процен%
та от энергии сжатого газа и ими следует пренебречь.
Считаем, что фрагмент трубы имеет следующие характерные значения площади по
трем ортогональным сечениям
S1 =
L
⋅δ; S2 = π⋅ D ⋅δ;
nоск
S3 =
L
⋅ π⋅ D.
nоск
(Ж.14)
С учетом произвольного вращения фрагмента в воздухе в качестве характерной площа%
ди миделя фрагмента можно принять следующие значения
2
Sср
⎛
⎞
L
⋅D⎟
⎜ π⋅
S + S2 + S3 ⎝ nоск
⎠ .
= 1
≈
3
3
(Ж.15)
Уравнения движения фрагментов оболочки трубы в воздухе задаются системой уравнений
dy
= v,
dt
300
(Ж.16)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
m0
dv
1
= − Sср ⋅ cx ⋅ρ в ⋅ v 2 + w 2 − m0 ⋅ g ,
dt
2
(Ж.17)
dx
= w,
dt
(Ж.18)
dw
1
= − Scp ⋅ cx ⋅ρ в ⋅ v 2 + w 2 ⋅ w,
dt
2
m0
(Ж.19)
где y, v – вертикальные значения расстояния и скорости;
x, w – горизонтальные значения расстояния и скорости;
cx – коэффициент сопротивления фрагмента в воздухе (cx принимается равным 0,2, что
соответствует значению cx для плохо обтекаемого тела);
ρв – плотность воздуха.
L
, где ρф – плотность материала фрагмента, уравнения
nоск
для скорости (Ж.17) и (Ж.19) преобразуются к виду
Предполагая m0 = ρф ⋅ Scp ⋅
c ρ
dv
= − x в v 2 + w 2 ⋅ v − g;
2lф ρф
dt
(Ж.20)
c ρ
dw
= − x в v 2 + w 2 ⋅ w.
2lф ρф
dt
(Ж.21)
Решение вышеизложенной линейной системы дифференциальных уравнений
(Ж.2.10–Ж.2.11) проводится численным методом Рунге%Кутта четвертого порядка. Зная зави%
симости скоростей от времени, интегрированием методом трапеций получаем зависимости от
времени координат вылетевшего фрагмента.
Пример расчета
Принимаем, что значение сх = 0,2 и отсутствует планирования фрагментов в воздухе,
тогда можно рассчитать максимальный разлет
фрагментов оболочки трубы в воздухе (см.
таблицу Ж.4). В нижней строке таблицы в скобках указаны степень увеличения дальности раз%
лета фрагментов (в %) для газопроводов с давлением 12,0 МПа по сравнению с давлением
7,5 МПа (принимается за 100 %).
Та б л и ц а Ж . 4 – Максимальные расстояния падения фрагментов оболочки трубы,
лежащей на поверхности земли, от места разрыва (L = 50 м)
nоск = 1
nоск = 3
nоск = 10
Xs,м (Р = 7,5 МПа)
58
(100)
139
(100)
335
(100)
Xs,м (Р = 12 МПа)
85
(147)
203
(146)
494
(147)
301
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ж.2.2 Разлет осколков и фрагментов наземного оборудования под давлением
Из консервативных соображений принимается, что кинетическая энергия, приобре%
тенная оболочкой разрушенной арматуры, емкостного и другого оборудования, находящего%
ся под давлением газа, составляет половину от потенциальной энергии сжатого газа, находя%
щегося в них (η =0,5). Тогда уравнение (Ж.2.2) для скорости фрагментов оболочки перепи%
шется в следующем виде
V0 = β⋅ m ⋅ Aг ,
(Ж.22)
где β – параметр, характеризующий соотношение масс оболочки и сжатого газа;
m – масса газа внутри оболочки;
Aг – удельная потенциальная энергия сжатого газа.
Дальнейшее движение осколков в воздухе проводится по процедуре, представленной
выше в разделе Ж.2.1.
Пример расчета
В качестве примера рассмотрим два типа запорной арматуры и 4 вида сепараторов.
При расчете массы осколков в качестве исходной массы разрушаемого оборудования
для сепаратора принималась масса цилиндрической поверхности сепаратора, для запорной
арматуры – масса корпуса без крышки и привода. Из запорной арматуры рассмотрена
задвижка типа ЗКЛПЭ%75 и шаровой кран типа МА 39096 на Ру = 8,0 МПа. Исходные данные
для расчетов, промежуточные результаты и значения скоростей разлета осколков приведены
в таблице Ж.5.
Та б л и ц а Ж . 5 – Исходные данные и результаты расчета начальной скорости осколков при
разрушении запорной арматуры и сепараторов при Рраб = 7,4 МПа
Вид арматуры или
емкости
ЗКЛПЭ %75 МА 39096
С%1
С%2
С%3
С%4
Диаметр, мм
400
1000
2600
2000
2000
2000
Длина, мм
850
2360
14500
14500
700
14500
Толщина стенки, мм
%
%
64
62
62
52
Масса оболочки, кг
300
2500
59100
44040
21260
36930
Рраб, МПа
7,4
7,4
7,4
7,4
7,4
6,0
Объем газа, м3
0,12
1.57
70
45
20
45
Масса газа, кг
7,7
100
4480
2880
1280
2220
0,0257
0,04
0,076
0,065
0,06
0,06
96
121
167
154
148
148
Соотношение масс, β
Скорость осколков, м/с
302
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ж.3 Воздушная волна сжатия при разрыве трубопровода или емкости под давлением
Исходные данные:
P0 – давление газа в трубе МГ, Па;
R0 – внутренний радиус трубы, м;
k – показатель адиабаты газа, б/р;
Lразр – длина разрушенной части газопровода, м.
Искомые параметры:
ΔPф – избыточное давление на фронте волны, МПа.
Порядок расчета:
Для расчета параметров волны сжатия при разрыве трубопровода используются широ%
ко применяемые в инженерной практике соотношения М.А. Садовского для сферической
ударной волны ВВ в свободном пространстве (местоположение источника энергии при
наземном взрыве учитывается при определении МТНТ).
Избыточное давление на фронте волны (МПа) определяется по формуле
ΔPф =
0,084 0,27 0,7
+ 2 + 3 ; при R ≥ 0,25,
R
R
R
(Ж.23)
где R – безразмерное расстояние от места разрыва газопровода, определяется по формуле (Ж.26).
Импульс положительной фазы сжатия (КПа · с)
Ι+ =
τ+
∫ ΔPф (t )⋅ dt ≅ 0,4
0
2/3
M THT
R
.
(Ж.24)
Период положительной фазы сжатия (с)
1/6
τ+ = 1,5 ⋅10 −3 ⋅ М ТНТ
⋅ R.
(Ж.25)
Безразмерное расстояние определяется по формуле:
R=
R
1/ 3
,
(Ж.26)
M ТНТ
где R – расстояние от места разрыва газопровода до точки, в которой необходимо определить
величину избыточного давления реципиента, м;
Мтнт – тротиловый эквивалент, кг, газа, участвующего в образовании волны сжатия, опре%
деляется по формуле (Ж.27).
303
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Для полусферической (коэффициент 2) волны давления имеем массу (кг) «тротилово%
го эквивалента» в виде
М тнт = 1,9 ⋅η⋅
Ег
,
Qтнт
(Ж.27)
где η – коэффициент энергии, затрачиваемой на образование ударной волны, определяется
из соотношения (Ж.30);
Eг – энергия газа, Дж, участвующего в аварии;
Qтнт –удельный тепловой эквивалент тротила на единицу массы, принимается равным
Qтнт = 4,24 · 106дж/кг .
Значение массы газа Мг, кг, участвующего в образовании первичной ударной волны,
определяется формулой
Мг =
π 2
⋅ d0 ⋅ρ 0 ⋅ Lразр ,
4
(Ж.28)
где d0 – внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах
газопровода;
ρ0 – плотность газа в трубе перед аварией кг/м3, Lразр – длина разрушенного участка тру%
бопровода, м.
Энергия газа Ег, Дж, заключенного в участке трубопровода длиной Lразр, рассчитыва%
ется по формуле
Eг =
πR02 (P0 − Pа )
Lразр. ,
(k − 1)
(Ж.29)
где R0 – внутренний радиус трубы, м;
P0 – давление в месте разрыва газопровода, Па;
Pа – атмосферное давление, Па, принимается равным 101300 Па;
k – показатель адиабаты газа, б/р;
Lразр – длина разрушенной части газопровода, м.
По данным Московского государственного строительного университета (МГСУ), [29]
для учета затрат энергии на образование воронки в грунте для «наземного взрыва» при рас%
чете эквивалентной массы конденсированного ВВ необходимо вводить поправочный коэф%
фициент η, равный: для слабо связанных средних грунтов – 0,65; для плотных суглинков и
глин – 0,8.
Коэффициент энергии, затрачиваемый на образование ударной волны
⎧0,65 − для слабосвязанных и средних грунтов
η=⎨
⎩0,8 − для плотных суглинков и глин.
304
(Ж.30)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Пример расчета
Результаты расчетов, представленные на рисунке Ж.4 и в таблице Ж.6, свидетельству%
ют о том, что возникающая при разрушениях газопроводов воздушная волна сжатия не пред%
ставляет прямой угрозы для жизни человека, оказавшегося даже в непосредственной близо%
сти (>50 м) от центра разрыва, и не способна вызвать какие%либо (за исключением разруше%
ния стекол) повреждения зданий и сооружений, расположенных за пределами существующих
нормативных разрывов. Тротиловый эквивалент первоначального расширения сжатого газа
изменяется от 670 кг (Р = 7,5 МПа) до 1270 кг (Р = 12,0 МПа).
Рисунок Ж.4 – Изменение избыточного давления ВУВ от расстояния от места аварии
Та б л и ц а Ж . 6 – Значения избыточного давления (МПа) на фронте воздушной ударной
волны, возникающей при разрушениях газопроводов Ду1400 мм
Расстояние от «центра» разрыва, м
Рабочее
давление,
МПа
50
100
150
200
250
300
15,0
0,0420
0,0127
0,0079
0,0056
0,0044
0,0037
12,0
0,0380
0,0124
0,0075
0,0053
0,0041
0,0034
10,0
0,0332
0,0118
0,0070
0,0049
0,0038
0,0031
7,5
0,0276
0,0102
0,0061
0,0044
0,0034
0,0028
305
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ж.4 Воздушная волна сжатия при воспламенении газовоздушной смеси на открытом
пространстве
Исходные данные:
С – концентрация горючего газа в смеси, кг/м3;
Сст – стехиометрическая концентрация газа в смеси с воздухом, кг/м3;
q – теплота сгорания горючего газа, МДж/кг;
Ра – атмосферное давление, Па;
R – расстояние от центра облака, м;
a – скорость звука в воздухе, м/с.
Искомые параметры:
ΔPф – избыточное давление на фронте взрывной волны, Па;
I+ – импульс фазы сжатия, бар · м · с.
Порядок расчета
Для расчета параметров воздушной волны сжатия в качестве исходных данных исполь%
зуются результаты моделирования эволюции облака опасного вещества и расчета простран%
ственно%временного распределения концентрации газовоздушной смеси при промышленных
авариях (приложение Ж.7).
Горение газовоздушной смеси может происходить в двух режимах – детонационном и
дефлаграционном. Типичные профили взрывных нагрузок представлены на рисунке Ж.5.
ф
ф
а) при дефлаграции газовоздушной смеси – волна сжатия и волна разрежения;
б) при детонации газовоздушной смеси – ударная волна и волна разрежения
Рисунок Ж.5 – Типичные профили взрывных нагрузок
306
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Детонационное горение
Для расчета параметров воздушных ударных волн при детонации газовоздушной смеси
рекомендуются следующие эмпирические соотношения
где Px =
ΔPф
Pa
, Ix =
ln( Pх ) = %1,124 −1,66 ⋅(ln( Rх )) + 0,26 ⋅(ln( Rх)) 2,
(Ж.31)
ln( I х ) = %3,4217 − 0,898 ⋅(ln( Rх )) − 0,0096 ⋅(ln( Rх)) 2,
(Ж.32)
a⋅ I +
10( E ⋅ Pa2 )1/ 3
, Rx =
R
( E / Pa )1/ 3
;
E – эффективный энергозапас газовоздушной смеси, МДж, определяется по соотношению
⎧ M ⋅ q, C ≤ Cст
⎪
⎪
E =⎨
⎪ M ⋅ q Cст , С > C ,
ст
⎪⎩
C
(Ж.33)
где С – концентрация горючего газа в смеси, кг/м3;
Сст – стехиометрическая концентрация вещества в смеси с воздухом, кг/м3;
q – теплота сгорания горючего газа, МДж/кг;
M – масса газа, кг.
Для паров СУГ: q ≈ 44,0 МДж/кг, Сст ≈ 3,5% об.
Зависимости (Ж.31, Ж.32) справедливы для значений Rx больших Rкр = 0,2 и меньших
Rкр = 24, в противном случае величина Рх полагается равной 18, а в выражение (Ж.32) подста%
вляется Rx = 0,142.
При расчете параметров взрыва облака, лежащего на поверхности земли, величина
эффективного энергозапаса удваивается.
Дефлаграционное горение
Основными факторами поражения для человека и оборудования при импульсном
дефлаграционном горении газовоздушных облаков являются: фронт пламени; избыточное
давление в воздушной ударной волне и импульс положительной фазы сжатия. Причем кон%
кретные значения этих параметров в значительной степени зависят от режима дефлаграцион%
ного горения газовоздушной смеси.
Режим дефлаграционного горения определяется по специальной экспертной
таблице, в которой топлива, способные к образованию горючих смесей с воздухом, разде%
лены на определенные классы по чувствительности к инициированию взрывных процес%
сов (таблица Ж.7).
307
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Ж . 7 – Классификация горючих смесей по степени чувствительности
Класс 1
Класс 2
Класс 3
Класс 4
Особо чувствительные
вещества (размер
детонационной ячейки
менее 2 см)
Чувствительные
вещества (размер
детонационной ячейки
лежит в пределах от 2 до
10 см)
Средне чувствительные
вещества (размер
детона%ционной ячейки
лежит в пределах от 10
до 40 см)
Слабо чувствительные
вещества (размер
детонационной ячейки
больше 40 см)
ацетилен
винилацетилен
водород
гидразин
изопропилнитрат
метилацетилен
нитрометан
окись пропилена
окись этилена
Акрилонитрил
акролеин
бутан
бутилен
бутадиен
1,3 пентадиен
пропан
пропилен
сероуглерод
Ацетальдегид
ацетон
бензин
винилацетат
винилхлорид
гексан
генераторный газ
изооктан
метиламин
Аммиак
бензол
декан
дизтопливо
о%дихлорбензол
додекан
керосин
метан
метилбензол
этилнитрат
Этан
этилен
Метилацетат
метилбутилкекетон
Метилмеркаптан
метилхлорид
Метилпропилкетон
метилэтилкетон
октан
пиридин
сероводород
спирты:
% метиловый
% этиловый
% пропиловый
% амиловый
% изобутиловый
% изопропиловый
% циклогексан
% этилформиат
% этилхлорид
% СПГ
Нафталин
окись углерода
фенол
хлорбензол
этилбензол
эфиры:
% диметиловый
% дивиниловый
% метилбутиловый
ШФЛУ
Геометрические характеристики окружающего пространства также разделены на нес%
колько классов в соответствии со степенью их потенциальной опасности (степенью загро%
можденности) (таблица Ж.8).
В зависимости от типа вещества и степени загроможденности пространства эксперт%
ная таблица Ж.9 позволяет определить наиболее вероятный режим импульсного превраще%
ния смеси.
Ниже приводится классификация импульсных режимов превращения топливно%воз%
душной смеси по диапазонам изменения скоростей распространения фронта пламени
(таблица Ж.10)
308
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а Ж . 8 – Классификация окружающего пространства
Класс 1
Наличие длинных труб, полостей, каверн, заполненных горючей смесью, при сгорании
которой возможно ожидать формирование турбулентных струй продуктов сгорания с
размером не менее трех размеров детонационной ячейки данной смеси. Если размер
детонационной ячейки для данной смеси неизвестен, то минимальный характерный
размер турбулентных струй принимается равным 5 см для вещества класса 1; 20 см –
для вещества класса 2; 50 см – для вещества класса 3; и 150 см – для вещества класса 4
Класс 2
Сильно загроможденное пространство: наличие полузамкнутых объемов, высокая
плотность размещения технологического оборудования, лес, большое количество
повторяющихся препятствий
Класс 3
Средне загроможденное пространство: отдельно стоящие технологические установки,
резервуарный парк
Класс 4
Слабо загроможденное и свободное пространство
Та б л и ц а Ж . 9 – Экспертная таблица определения режима импульсного превращения
Класс окружающего пространства
Класс смеси
1
2
3
4
1
1
1
2
3
2
1
2
3
4
3
2
3
4
5
4
3
4
5
6
Та б л и ц а Ж . 1 0 – Классификация режимов горения
Класс 1
Детонация или горение со скоростью фронта пламени 500 м/с
Класс 2
Дефлаграция, скорость фронта пламени 300 – 500 м/с
Класс 3
Дефлаграция, скорость фронта пламени 200 – 300 м/с
Класс 4
Дефлаграция, скорость фронта пламени 150 – 200 м/с
Класс 5
Дефлаграция, скорость фронта пламени определяется соотношением uF = k1 · M1/6,
где k1 – константа, изменяющаяся в диапазоне от 35 до 43, М – масса топлива,
содержащегося в облаке горючей смеси, кг.
Класс 6
Дефлаграция, скорость фронта пламени определяется соотношением uF = k2 · M1/6,
где k2 – константа, изменяющаяся в диапазоне от 17 до 26
В случае дефлаграционного горения облака газовоздушной смеси к параметрам, влия%
ющим на величины избыточного давления и импульса положительной фазы, добавляются
скорость видимого фронта пламени и степень расширения продуктов сгорания
2
⎛ u ⎞ ⎛ ν − 1 ⎞ ⎛ 0,83 0,14 ⎞
Px = ⎜ F ⎟ ⎜
− 2 ⎟,
⎟⎜
Rx ⎟⎠
⎝ a ⎠ ⎝ ν ⎠ ⎜⎝ Rx
(Ж.34)
309
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ix =
uF ⎛ ν − 1 ⎞ ⎡
⎛ ν − 1 ⎞ uF ⎤ ⎛ 0,06 0,01 0,0025 ⎞
−
+ 2 −
1
0,4
⎟,
⎜
⎟ ⎥⎜
a ⎝⎜ ν ⎠⎟ ⎣⎢
Rx
Rx3 ⎠⎟
⎝ ν ⎠ a ⎦ ⎝⎜ Rx
(Ж.35)
где v – степень расширения продуктов сгорания (для газовых смесей принимается равной 7;
для гетерогенных смесей принимается v = 4.
Последние два выражения справедливы для значений Rx > Rкр = 0,34, в противном
случае вместо Rx в соотношения (Ж.34, Ж.35) подставляется величина Rкр.
После определения безразмерных величин давления и импульса фазы сжатия вычисля%
ются соответствующие им размерные величины
ΔPф = Px ⋅ Pa ,
I+ =
10 ⋅ I x ⋅ Pa2 / 3 ⋅ E 1/ 3
a
(Ж.36)
.
(Ж.37)
Ключевым параметром для расчета характеристик ударных воздушных волн во всех
приведенных расчетных соотношениях является масса реагирующей топливно%воздушной
смеси М, величина которой определяется из решения задачи распространения взрывоопасно%
го облака в соответствии с расчетным распределением концентрации в момент инициирова%
ния воспламенения (приложение Ж.7).
Пример расчета
В качестве примера расчета на рисунке Ж.6 приведена зависимость максимального
давления в волне сжатия в зависимости от скорости пламени при дефлаграционном горении
в атмосфере.
Рисунок Ж.6 – Зависимость максимального давления в волне сжатия в зависимости
от скорости пламени при дефлаграционном взрыве в атмосфере
310
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ж.5 Тепловой поток с поверхности пламени
Исходные данные:
ω – относительная влажность воздуха, %, определяется из метеорологических данных;
Dэф – характерный размер источника выброса газа, м;
Рраб – рабочее давление, МПа;
х – расстояние от источника излучения тепла до реципиента, м.
Искомые параметры:
Ef – интенсивность излучения с единицы поверхности («внешней оболочки») пламени,
кВт/м2;
ϕ(x, y) – геометрический фактор или так называемый угловой коэффициент облучения
единичной площадки;
ν – коэффициент поглощения теплового излучения атмосферой, выражаемый, как
правило, в виде ν = а%0,12 · lg(r) (r – расстояние от источника горения, м; 0,92 ≤ а ≤ 1 – коэф%
фициент, зависящий от относительной влажности воздуха);
q(x,y) – поток теплового излучения на единицу площади облучаемого объекта, кВт/м2.
Порядок расчета
Для получения инженерных оценок воздействия теплового потока от пламени пожара
при аварии на магистральном газопроводе или конденсатопроводе рекомендуется использо%
вать подход, основанный на представлении пламени в виде геометрических поверхностей вто%
рого порядка, для которых вычислены аналитические выражения интегралов по поверхности.
Величина потока тепловой радиации q, воспринимаемой наземным объектом на рас%
стоянии «х» от «центра» горения, пропорциональна выражению
q≈
Pраб Dэф 2
xn
.
(Ж.38)
Показатель степени n зависит при этом от общих размеров и конфигурации пламени
(от углового коэффициента облучения объекта) и варьируется в пределах 1÷2.
Из (Ж.38) следует, что для сопоставимых условий справедливо соотношение
2
q1 P1 ⎛ Dэф1 ⎞
≅ ⎜
⎟ ,
q2 P2 ⎜⎝ Dэф2 ⎟⎠
(Ж.39)
Иначе говоря, увеличение диаметра газопровода, например, с 700 мм до 1 400 мм и
рабочего давления с 5,5 МПа до 7,5 МПа, приводит к возрастанию уровня теплового воздей%
ствия пожара на наземные объекты в 4–5 раз и более.
311
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Расчет радиационного теплового воздействия пожаров на газопроводах на прилегаю%
щие объекты q (x,y) проводится по формуле
q( x, y ) = E f ⋅ν ⋅ϕ( x, y ),
(Ж.40)
где ν – коэффициент поглощения излучения атмосферой;
Ef – интенсивность излучения с единицы поверхности пламени, кВ/м2;
Ef =
Qизл
,
Sф
(Ж.41)
Sф – площадь излучающей поверхности, м2;
Qизл – поток теплового излучения, определяемый как часть общего тепловыделения
факела (Qф), кВ/м2,
Qизл = Qф ⋅η,
(Ж.42)
где η – коэффициент излучения в окружающее пространство, зависящий от динамики сме%
шения газа с воздухом, т.е. от скорости истечения газа u0, м/с.
Для случая горения свободных настильных струй рассчитывается по соотношению
⋅η = 0,11 + 0,21 e %0,00323 u0 .
(Ж.43)
Для расчета коэффициента излучения в окружающее пространство в случае «пожара в
котловане» следует использовать для η следующее приближение
η ≈ 0,25.
(Ж.44)
Для случаев «струевого пламени», имеющих место при авариях на газопроводах с фор%
мированием газовых струй со звуковыми скоростями истечения газа (~400 м/с), величина η
изменяется в диапазоне 0,15–0,2.
Значение удельной интенсивности излучения пламени Ef не может превышать
200 кВ/м2 для горения струи газа, 170 кВ/м2 для случая пожара в котловане и 150 кВ/м2 для
горения конденсата, нефти и продуктов ее переработки. Если расчеты по формуле (Ж.41)
дают более высокие значения Ef, то для последующих оценок теплового излучения, воспри%
нимаемого объектом%приемником, следует использовать для Ef максимально возможное зна%
чение 200 кВ/м2( соответственно для конденсата 170 кВ/м2).
Коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) определяется как
ν = а – 0,12 lg(r),
(Ж.45)
где r – расстояние от источника до облучаемого объекта, м;
а – коэффициент, зависящий от относительной влажности воздуха w %, определяется по
таблице.
312
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Относительная влажность воздуха, w
0,2
0,5
1,0
Коэффициент «а»
1,0
0,96
0,92
Относительная влажность воздуха w определяется из метеорологических данных.
В общем случае угловой коэффициент облучения ϕ(x,y) является геометрической
характеристикой и зависит от взаимного расположения и формы поверхностей источника
излучения и объекта. Угловой коэффициент облучения единичной площадки F1 от факела с
видимой поверхностью F2 имеет следующий вид
∫
ϕ =
cos β1 ⋅ cos β 2
F1
π⋅ r 2
⋅ dF1,
(Ж.46)
где F1 – излучающая поверхность факела, видимая со стороны облучаемой площадки;
β1 – угол между нормалью к поверхности факела F1 и направлением на облучаемую площадку F2;
β2 – угол между нормалью к облучаемой площадке F2 и направлением на излучающую
поверхность факела F1;
r – расстояние между поверхностью факела F1 и облучаемой площадкой F2.
В общем случае, когда поверхность пламени F1 является объемной и произвольно ори%
ентированной по отношению к поверхности облучаемой площадки F2, интегрирование выра%
жения (Ж.46) производится обычно численно. Интеграл (Ж.46) является интегралом по
поверхности F1, т.е. сводится к вычислению двукратного интеграла.
Для того чтобы вычислить численно интеграл (Ж.46), необходимо всю поверхность
факела разбить на элементарные площадки ΔFij (см. рисунок Ж.7), тогда приближенное зна%
чение интеграла вычисляется по формуле
N M
ϕM ij = ∑∑ fij ⋅ Δ Fij ,
(Ж.47)
i =1 j=1
где fij – подынтегральная функция, вычисляемая для каждой элементарной площадки ΔFij,
расположенной на поверхности факела.
Пример такого разбиения для конической поверхности приведен на рисунок Ж.7.
⎛ cos β1 ⋅ cos β2 ⎞
fij = ⎜
⎟ ,
π⋅ r 2
⎝
⎠ ij
(Ж.48)
где β1 и β2 – углы между нормалью к соответствующей поверхности и направлением излучения;
r – расстояние между F1 и F2 вдоль направления излучения.
Для вычисления значения ϕ(x,y) в конкретной точке с координатами (x,y) требуется
численное интегрирование элементарных коэффициентов излучения с объемной поверхно%
сти по соотношениям Ж.47–Ж.48.
313
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Ж.7 – Схема аппроксимации усеченного конуса пламени
факела усеченной пирамидой
Для получения инженерных оценок при расчете углового коэффициента рекомендует%
ся использовать аппроксимацию поверхности пламени следующими приближениями:
% плоскими фигурами (прямоугольник, треугольник, круг);
% сферой;
% лежащим полуцилиндром;
% прямым или наклонным цилиндром;
% полным и усеченным вертикально стоящим конусом.
Для вышеупомянутых поверхностей F1 и специальным образом ориентированных
поверхностей F2 получен ряд аналитических выражений коэффициента ϕ, которые рекомен%
дуется использовать при оценках тепловых полей вокруг аварийных факелов на трассе трубо%
провода.
а) Излучатель в виде плоской пластины.
Плоский излучатель разбивается на две части, как показано на рисунок Ж.8. Для каж%
дой из частей расчет ведется по нижеприведенным формулам. После чего результат суммиру%
ется.
314
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎫ 1 ⎧
⎫
1 ⎧
1
1
⎨arctg( ) − A1 x1 ⋅ arctg( A1) ⎬ +
⎨arctg( ) − A2 x2 ⋅ arctg( A2) ⎬,
2π ⎩
x1
x2
⎭ 2π ⎩
⎭
⎫ 1 ⎧
⎫
B1
B2
1 ⎧
ϕB =
⋅ arctg( B2) ⎬,
⎨ h1 A1 ⋅ arctg( A1 ) + ⋅ arctg( B1) ⎬ +
⎨ h2 A2 ⋅ arctg( A2) +
2π ⎩
h1
h2
⎭ 2π ⎩
⎭
h
x
h
x
1
h1 =
; x1 =
; h2 =
; x2 =
; A1 =
;
Lф1
Lф1
Lф2
Lф2
(h12 + x12 )
ϕГ =
B1 = h1 (1 +
x12 ); A2
=
1
(h22 + x22 )
; B2 = h2 (1+
(Ж.49)
x22 ).
Рисунок Ж.8 – Модель излучателя в виде плоской пластины
б) Сферический излучатель;
Рисунок Ж.9 – Модель сферического излучателя
Угловой коэффициент излучения от сферы для произвольно ориентированных площа%
док%приемников излучения ϕ рассчитывается по формулам.
π
В случае θ ≤ − β , когда сфера полностью видима
2
2
⎛ r ⎞
ϕ = ⎜ ⎟ ⋅ cos θ.
⎝X⎠
(Ж.50)
315
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
π
В случае θ ≤ − β , когда сфера не полностью видима,
2
X
где xr = ,
r
r – радиус шара, м;
Х – расстояние от приемника до центра шара, м;
Θ – угол ориентации площадки приемника (угол между нормалью к площадке приемника
и радиус%вектором от площадки к центру шара).
2
⎛ x 2 −1 ⎞
1 1
⎟ + 1 ⋅ cos θ⋅ cos(− x 2 − 1 cos θ ) −
ϕ = − arcsin ⎜ r
r
⎜ xr sin θ ⎟ πxr 2
2 π
⎝
⎠
1
−
xr 2 − 1 1 − xr 2 cos 2 θ .
2
πxr
(Ж.51)
в) Излучатель в виде лежащих полуцилиндров;
Угловой коэффициент ϕ для одиночного настильного факела может быть рассчитан
аналитически, если принять, что излучающая поверхность факела аппроксимируется боковой
поверхностью полуцилиндра, лежащего на поверхности земли с характерной длиной
0,2 Lmax ≤ x ≤ 0,8 Lmax и радиусом R ≈ 0,15Lmax, где Lmax = 1,25 Lф. При консервативных оцен%
ках длина полуцилиндра может быть принята равной 1,25 Lф.
В этом случае форма пламени имеет вид лежащего на земле полуцилиндра, который имеет
три излучающие поверхности: две концевых поверхности, через которые проходит ось цилиндра,
Место аварии
газопровода
Рисунок Ж.10 – Модель излучателя в виде двух полуцилиндров
316
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
SC1 и SC2, и боковую поверхность S3. Вблизи места аварии размещаются два полуцилиндра, каж%
дый из них аппроксимирует тепловое излучение от соответствующего пламени факела.
Расчет угловых коэффициентов излучения проводится для точек поверхности земли
расположенных на лучах Л1…Л6 от боковой поверхности пламени, на лучах ЛС1 и ЛС2 от тор%
цевых поверхностей цилиндра. Лучи Л1, Л3, Л4 и Л6 проводятся по нормали к оси цилиндра
через боковую поверхность цилиндра, лучи Л2 и Л5 – по нормали к оси цилиндра на полови%
не его длины. Лучи ЛС1 и ЛС2 проводятся по оси цилиндра в направлении от торцевых
поверхностей, начало этих лучей лежит на торцевых поверхностях цилиндра.
Для лучей Л1…Л6 угловой коэффициент излучения от лежащего полуцилиндра для вер%
тикально ориентированных площадок%приемников излучения ϕв и для горизонтально распо%
ложенных площадок ϕГ, на поверхности грунта рассчитывается по формулам
⎡
⎛
⎞
⎛ H1 − 1 ⎞ L ⋅ ( X + Z )
⎛ (H 1 − 1) ⋅ X 1
L1
1 ⎢
1
1
⎟ − L ⋅ arctg ⎜
⋅ arctg ⎜
⋅ arctg ⎜
⎟+ 1
1
⎜
⎜
⎟
2
⎜
⎟
2πH1 ⎢
⎝ ( H1 + 1)⋅ Z1
⎝ H1 + 1 ⎠ 2 ⋅ X 1 ⋅ Z 1
⎝ H1 − 1 ⎠
⎣
ϕв =
+
⎡
⎛
⎞
⎛ H 2 −1 ⎞ L ⋅( X + Z )
⎛ ( H 2 − 1)⋅ X 2
L2
1
2
2
⎟ − L ⋅ arctg ⎜
⋅ ⎢ arctg ⎜
⋅ arctg ⎜
⎟+ 2
2
⎜
⎜
⎟
2
⎜
⎟
2πH 2 ⎢
⎝ ( H 2 + 1) ⋅ Z 2
⎝ H2 +1 ⎠ 2⋅ X 2 ⋅ Z 2
⎝ H 2 −1 ⎠
⎣
ϕг =
⎞⎤
⎟⎟⎥ +
⎠⎦⎥
⎞⎤
⎟⎟⎥ ,
⎠⎦⎥
⎛ H1 + 1 ⎞ L12 + H12 − 1
⎛ (H1 − 1)⋅ X 1 ⎞ ⎤
1 ⎡
⋅ ⎢ arctg ⎜
−
⋅ arctg ⎜
⎟
⎟⎟ ⎥ +
⎜
⎟
⎜
2π ⎣⎢
X 1 ⋅ Z1
⎝ H1 − 1 ⎠
⎝ ( H1 + 1)⋅ Z1 ⎠ ⎦⎥
⎛ H 2 + 1 ⎞ L2 2 + H 2 2 − 1
⎛ ( H 2 − 1)⋅ X 2 ⎞ ⎤
1 ⎡
⋅ ⎢ arctg ⎜
−
⋅ arctg ⎜
,
⎟
⎜ H −1 ⎟
⎜ ( H + 1)⋅ Z ⎟⎟ ⎥⎥
2π ⎣⎢
X2 ⋅Z2
2
2
2 ⎠⎦
⎝
⎠
⎝
Lф1
х
, Х 1 = ( Н1 + 1)2 + L12 , Z1 = ( Н1 − 1)2 + L12,
Н1 =
, L1 =
Rэкв
Rэкв
+
Н2 =
х
Rэкв
, L2 =
Lф2
Rэкв
(Ж.52)
, Х 2 = ( Н 2 + 1)2 + L2 2, Z 2 = ( Н 2 − 1)2 + L2 2,
где Rэкв – эффективный диаметр факела пламени, определяется по формуле Rэкв =
D эф
–
2
расстояние по горизонтали от оси цилиндра до места расположения приемника излучения, м;
Lф1 – длина полуцилиндра пламени с одной стороны от луча, проведенного по нормали к
оси цилиндра, м;
Lф2 – длина полуцилиндра пламени с другой стороны от луча, проведенного по нормали к
оси цилиндра, м.
Для лучей ЛС1 и ЛС2 расчет угловых коэффициентов излучения при х > Rэкв проводит%
ся по формуле (полуокружность для точек, лежащих на оси)
ϕ=
⎞
R
x ⋅R
1 ⎛
⋅ ⎜ arctg экв − 2 экв
⎟.
2
x
π ⎜⎝
x + Rэкв ⎟⎠
(Ж.53)
317
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
В силу симметрии течения расчеты удобно проводить только для точек, расположен%
ных на лучах Л1, Л2 и ЛС1. Для луча Л1 имеем Lф1 = 0 и Lф2 = 0,8 · Lв. Для луча Л2 имеем
Lф1 = Lф2 =0,4 · Lв. Результаты, полученные для луча Л1, легко переносятся на лучи Л3, Л4 и
Л6; результаты для луча Л2 – на луч Л5; результаты для луча ЛС1 – на луч ЛС2.
На поверхности земли под нижней поверхностью полуцилиндра предполагается прямой
огневой контакт с пламенем при тепловых нагрузках на поверхность объектов не менее 200 кВт/м2.
Расчет угловых коэффициентов от второго настильного факела и дальнейший расчет
тепловых потоков в противоположном направлении от места разрыва газопровода строится
аналогичным способом.
г) Излучатель в виде наклонного цилиндра, стоящего на торце.
х
Рисунок Ж.11 – Модель излучателя в виде наклонного цилиндра
Угловые коэффициенты облучения от пламени в виде наклонного цилиндра для верти%
кальной ϕв и горизонтальной ϕг единичных площадок на поверхности грунта на удалении х в
направлении по ветру от центра нижней поверхности цилиндра (точка А, рисунок Ж.11) рас%
считываются по формулам
L ⋅ cos θ
L ⋅ cos θ
1
⎡
⎤
−
⋅
+
⋅
⎢
⎥
(H − L ⋅ sin θ ) ⎛ H − 1 ⎞ (H − L⋅ sin θ )
⎢
⎥
tg ⎜⎜
⎟⎟
⎢
⎥
⎝ H +1 ⎠
⎢
⎥
X − 2 ⋅ H ⋅ (1 + L ⋅ sin θ)
⎢
⎥
⋅
⋅
⎢
⎥
X − 2 ⋅ L ⋅ ( H + 1) ⋅ sin θ ⋅ Z − 2 ⋅ L⋅ ( H − 1)⋅ sin θ
⎢
⎥
⎢
⎥
⎛
⎞
−
⋅
⋅
−
⋅
θ
−
X
L
H
H
2
(
1)
sin
1
1 ⎢
⎥
⋅
⋅
+
arctg
⎜
⎟
ϕв = ⋅
⎜ Z − 2 ⋅ L ⋅ ( H − 1) ⋅ sin θ H + 1 ⎟
⎥
π ⎢
⎝
⎠
⎢
⎥
⎧
⎫⎥
2
⎛
⎞
⎢
L ⋅ H − ( H − 1) ⋅ sin θ
⎪arctg ⎜
⎟ +⎪⎥
⎢
2
⎪
⎜ H − 1 ⋅ 1 + ( H 2 − 1) ⋅ cos 2 θ ⎟ ⎪⎥
⎢
cos θ
⎪
⎝
⎠ ⎪⎥
⎢+
⋅⎨
⎬
⎢ 1 + ( H 2 − 1) ⋅ cos 2 θ ⎪
2
⎛
⎞
⎪⎥
( H − 1) ⋅ sin θ
⎢
⎜
⎟
+
arctg
⎪
⎪⎥
⎢
⎜ H 2 − 1 ⋅ 1 + ( H 2 − 1) ⋅ cos 2 θ ⎟ ⎪⎥
⎪
⎢⎣
⎝
⎠ ⎭⎥⎦
⎩
318
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎡
⎤
⎛ H −1 ⎞
sin θ
+
⋅
arctg ⎜
⎢
⎥
⎟
⎜ H + 1 ⎟ (1 + ( H 2 − 1) ⋅ cos 2 θ)
⎢
⎥
⎝
⎠
⎢
⎥
⎫ ⎥
2
2
⎛
⎞
⎛
⎞
⎢ ⎧⎪
( H − 1)⋅ sin θ
L ⋅ H − ( H − 1) ⋅ sin θ
⎟ + arctg ⎜
⎟ ⎪⎬ − ⎥
⎢⋅ ⎨arctg ⎜
2
2
2
2
2
2
⎜
⎟
⎜
⎟
1
⎝ H − 1 ⋅ 1 + ( H − 1) ⋅ cos θ ⎠
⎝ H − 1 ⋅ 1+ ( H − 1)⋅ cos θ ⎠ ⎭⎪ ⎥
ϕг = ⋅ ⎢⎢ ⎩⎪
⎥
π
X − 2 ⋅ ( H + 1 + L ⋅ H ⋅ sin θ)
⎢
⎥
⋅
−
⎢
⎥
X − 2 ⋅ L ⋅ ( H + 1) ⋅ sin θ ⋅ Z − 2 ⋅ L ⋅ ( H − 1)⋅ si n θ
⎢
⎥ (Ж.54)
⎢
⎥
⎛ X − 2 ⋅ L ⋅ ( H + 1) ⋅ sin θ H − 1 ⎞
⎢
⎥
⋅arctg ⎜
⋅
⎟
⎜ Z − 2 ⋅ L ⋅ ( H − 1) ⋅ sin θ H + 1 ⎟
⎢⎣
⎝
⎠
⎦⎥
Н=
2( L1 − L2 )
2⋅ х
,L=
, Х = ( Н + 1)2 + L2 , Z = ( Н − 1)2 + L2 .
Dэф
Dэф
Наклонный цилиндр в направлении, перпендикулярном к плоскости наклона
⎡
⎤
2
⎛
⎞
⎢
⎥
⎜ H 2 + L2 − 1 − 2 L H − 1 sin θ ⎟
2
cos θ
H
⎢ − L sin θ cos θ ln ⎜
⎟+
⋅ ⎥
⎢ 2( H 2 − L2 ⋅ sin 2 θ) ⎜
⎥
⎟
2
2
2
H − sin θ ⎥
⎢
⎜⎜ H 2 + L2 − 1 + 2 L H − 1 sin θ ⎟⎟
⎢
⎥
H
⎝
⎠
⎢
⎥
⎡ LH
⎤
⎡ LH
⎤⎫
⎢⎧
⎥
+ sin θ ⎥
− sin θ ⎥ ⎪
⎢
⎢
2
2
⎢ ⎪⎪
⎥
s
θ
LH
2
co
H −1
⎥ + arctan ⎢ H − 1
⎥ ⎪⎬ −
⋅⎥
⎢⋅ ⎨arctan ⎢
⎢ H 2 − sin 2 θ ⎥
⎢ H 2 − sin 2 θ ⎥ ⎪
⎢⎪
H 2 + L2 sin 2 θ ⎥
⎢
⎥
⎢
⎥
⎢⎪
⎥
⎢⎣
⎥⎦
⎢⎣
⎥⎦ ⎪⎭
⎢⎩
⎥
2
2
⎢
⎥
⎡
⎤
H −1
LH cos θ
H + L +1
1
⋅
⋅⎥
ϕв =
⋅ ⎢⋅ arctan ⎢
⎥+
2π ⎢
⎢⎣ H + 1 ⎥⎦
H 2 + L2 sin 2 θ (( H 2 + L2 + 1)2 − 4( H 2 + L2 sin 2 θ) ⎥
⎢
⎥
⎢⎧
⎥
⎛ ( L2 + ( H + 1)2 ) H − 1
⎞ ⎫
− 2 L sin θ ⎟ ⎪
⎢⎪
⎥
⎜
H +1
⎢ ⎪arctg ⎜
⎥
⎟ +⎪
⎢⎪
⎥
⎜ ( H 2 + L2 + 1)2 − 4( H 2 + L2 sin 2 θ) ⎟ ⎪
⎢⎪
⎥
⎜⎜
⎟⎟ ⎪
⎝
⎠ ⎪
⎢⎪
⎥
⎬
⎢⋅ ⎨
⎥
⎛ ( L2 + ( H + 1)2 ) H − 1
⎞⎪
⎢⎪
⎥
+ 2L sin θ ⎟ ⎪
⎜
⎢⎪
⎥
H
1
+
⎜
⎟
⎪
⎢ ⎪ + arctg ⎜
⎥
⎟⎪
2
2
2
2
2
2
θ
H
L
H
(
1)
4(
L
sin
)
+
+
−
+
⎢⎪
⎥
⎜⎜
⎟⎟ ⎪
⎢⎢ ⎩⎪
⎥⎥
⎝
⎠⎭
⎣
⎦
319
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
⎤
⎡
⎛ H −1 ⎞
H 2 − 1 sin θ
⎥
⎢
2 ⋅ arctg ⎜
+
⋅
⎜ H + 1 ⎟⎟
⎥
⎢
⎝
⎠
H 2 − sin 2 θ
⎥
⎢
⎛ L⋅H
⎞
⎛ L⋅ H
⎞ ⎫ ⎥
⎢⎧
+ sin θ ⎟
− sin θ ⎟ ⎪ ⎥
⎜
⎜
⎢⎪
2
2
1
1
−
−
H
H
⎟ − arctg ⎜
⎟ −⎪ ⎥
⎢ ⎪arctg ⎜
⎜ H 2 − sin 2 θ ⎟
⎜ H 2 − sin 2 θ ⎟ ⎪ ⎥
⎢ ⎪⎪
⎜⎜
⎟⎟
⎜⎜
⎟⎟ ⎪⎬ − ⎥
⎢⋅ ⎨
⎝
⎠
⎝
⎠ ⎪ ⎥
⎢⎪
⎢⎪
⎪ ⎥
⎛
⎞
sin θ
⎢ ⎪ −2arctg ⎜
⎪ ⎥
⎟
⎜
⎥
⎢⎪
2
2 ⎟
⎝ H − sin θ ⎠
⎭⎪ ⎥
⎢⎩
1 ⎢
⎥
( H 2 + L2 − 1)
ϕг =
⋅⎢
⎥
×
−
2π
⎥
⎢
( H 2 + L2 − 1)2 − 4( H 2 + L2 sin 2 θ)
⎥
⎢
⎢
⎧
⎛ ( L2 + ( H + 1)2 ) H − 1
⎞ ⎫ ⎥
− 2 L sin θ ⎟ ⎪ ⎥
⎢
⎪
⎜
H +1
⎢
⎪arctg ⎜
⎟ +⎪ ⎥
⎢
⎪
⎜ ( H 2 + L2 + 1)2 − 4( H 2 + L2 sin 2 θ ) ⎟ ⎪ ⎥
⎢
⎪
⎜⎜
⎟⎟ ⎪ ⎥
⎪
⎝
⎠ ⎪
⎥
⎢
⎬ ⎥
⎢ ×⎨
2
2
⎛ ( L + ( H + 1) ) H − 1
⎞⎪
⎪
⎢
+ 2L sin θ ⎟ ⎪ ⎥
⎜
⎪
⎢
H +1
⎟ ⎪ ⎥⎥
⎪ + arctg ⎜
⎢
⎜
⎪
⎢
( H 2 + L2 + 1)2 − 4( H 2 + L2 sin 2 θ ) ⎟⎟ ⎪ ⎥
⎜
⎜
⎟⎪ ⎥
⎪
⎢⎢
⎝
⎠ ⎭ ⎥⎦
⎩
⎣
Н=
2( L1 − L2 )
2⋅ х
,L=
, Х = ( Н + 1)2 + L2 , Z = ( Н − 1)2 + L2 ,
Dэф
Dэф
где Θ – угол отклонения оси пламени (цилиндра) от вертикали под действием ветра, рассчи%
тываемый по формуле
−1/ 3
при U * ≤ 1
⎧⎪1
cos θ = ⎨ −0,5
,
при U * > 1
⎪⎩U *
(Ж.56)
⎛ m ⋅ g ⋅ Dэф ⎞
⎟
где U * = W a ⋅ ⎜
;
ρ
⎝
⎠
a – средняя в пределах высоты пламени скорость ветра, м/с;
m – массовая скорость поступления топлива в зону реакции с единицы поверхности очага
горения, кг/м2 · с;
ρ – плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (можно принимать
равной плотности газа при нормальных условиях), кг/м3;
g – ускорение силы тяжести, м/с2;
Dэф – эффективный (видимый) диаметр очага горения, м.
320
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
При отсутствии ветрового воздействия, т.е. при Θ = 0
⎛
⎞
⎛ H −1 ⎞ L ⋅ ( X + Z )
⎛ ( H − 1)⋅ X
1 ⎡
L
⋅ ⎢arctg ⎜
⋅ arctg ⎜
⎟ − L ⋅ arctg ⎜⎜
⎟⎟ +
⎜
⎜
⎟
2
π⋅ H ⎢
⎝ H +1 ⎠ 2⋅ X ⋅ Z
⎝ (H + 1)⋅ Z
⎝ H −1 ⎠
⎣
⎛ H + 1 ⎞ L2 + H 2 − 1
⎛ ( H − 1)⋅ X ⎞ ⎤
1 ⎡
ϕг = ⋅ ⎢arctg ⎜
−
⋅ arctg ⎜
⎟
⎜ H −1 ⎟
⎜ ( H + 1)⋅ Z ⎟⎟ ⎥
π ⎢⎣
X ⋅Z
⎝
⎠
⎝
⎠ ⎥⎦
2 Lф
2⋅ х
Н=
,L =
, Х = ( Н + 1)2 + L2 , Z = ( Н − 1)2 + L2 .
Dэф
Dэф
ϕв =
⎞⎤
⎟⎟⎥
⎠⎦⎥
(Ж.57)
Значения ϕв и ϕг при Θ = 0 можно получить как частный случай общего решения.
Пример расчета
2
2
Расчет величины ϕmax = ϕг + ϕ в для различных значений Θ (с подветренной и наве%
тренной сторон) и характерного отношения Lф/Dэф = 3 показан на рисунке Ж.12, а при Θ = 0
для вертикальной единичной площадки – на рисунке Ж.13.
Рисунок Ж.12 – Угловой коэффициент облучения единичной площадки на уровне
поверхности земли от наклонного цилиндра (Rэк = Dэф/2)
321
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Рисунок Ж.13 – Угловой коэффициент облучения единичной вертикальной площадки
от вертикального цилиндра
322
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
В тех случаях, когда необходимо рассчитать тепловое воздействие пламени не на
поверхность грунта, например на стену или крышу какого%либо производственного здания,
необходимо учитывать эффект оптического затенения. Для случая, показанного на рисунке
Ж.12, соответствующий коэффициент облучения для горизонтальных площадок крыши,
например для точки Б, рассчитывается по формуле (Ж.54) с L = L2.
Для вертикальных поверхностей стены (например, узла сопряжения с крышей)
ϕВ = ϕ( L+2 ) + ϕ ( L1− ).
Верхние индексы (+ и –) означают соответственно наклон пламени в сторону единич%
ной площадки и от нее.
В качестве иллюстрации на рисуноке Ж.14 представлены рассчитанные распределения
тепловых потоков на уровне поверхности земли для сценария горения «пожар в котловане» на
газопроводах Ду 700 мм и Ду 1 400 мм (на конец 1%й мин от начала разрыва и воспламенения
газа) в неподвижной атмосфере. Расчет проводился для случаев с разными соотношениями
Lф/Dэф = 2 и Lф/Dэф = 4.
А – Ду 1 400 мм, ∑G = 7 000 кг/с; Б – Ду 700 мм, ∑G=1 300 кг/с
Рисунок Ж.14 – Распределение теплового потока на уровне поверхности земли при пожаре
на газопроводе при сценарии горения «пожар в котловане»
323
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
д) Излучатель в виде усеченного вертикально стоящего конуса;
ω
ω
ω
θ
θ
ω
ρ
β
β
ρ
Рисунок Ж.15 – Модель факела в
Рисунок Ж.16 – Модель факела в виде
виде усеченного конуса
полного конуса
Расчет углового коэффициента излучения при действии на горизонтальную площадку
(плоскость и конус пересекаются) производится по формуле
ϕг =
+
⎛
⎛ ρ − s ⋅ tgβ
sin β
1 + tg 2β ⎞ 1
arctg ⎜ h 2 2 2 ⎟ + arctg ⎜ h
⎜ ρ + s ⋅ tgβ
⎜ ρ − s tg β ⎟ π
π
⎝
⎝
⎠
⎞
⎟⎟ +
⎠
1
(h − s )2 tg 2β − ρ 2 − h2
⋅
π ((h − s )2 tg 2β + ρ 2 + h2 )2 − 4ρ 2 ( h − s)2 tg 2β
⎛ ((h − s )tgβ + ρ)2 + h2 (ρ + s ⋅ tgβ ) ⎞
⎟.
⋅arctg ⎜
⋅
⎜ (( h − s)tgβ − ρ)2 + h2 (ρ − s ⋅ tgβ) ⎟
⎝
⎠
(Ж.58)
Расчет для полного конуса (плоскость и конус не пересекаются) производится по формуле:
ϕГ =
2
2
⎛
⎞
⎛
⎞⎤
⎛ (ρ + s ⋅ tgβ) ⎞ sin β ⎡
1
⎢arctg ⎜ h 1 + tg β ⎟ − arctg ⎜ s 1+ tg β ⎟ ⎥ +
+
arctg ⎜
⎟
2
2 2 ⎟
2
2 2 ⎟⎥
⎜
⎟
⎜
⎜
π
π ⎢
⎝ (ρ − s ⋅ tgβ) ⎠
⎝ ρ − s tg β ⎠
⎝ ρ − s tg β ⎠ ⎦
⎣
⎛ ρ − s ⋅ tgβ ⎞ 1
1
( h − s)2 tg 2β − ρ 2 − h2
+
⋅
arctg ⎜ h
⎜ ρ + s ⋅ tgβ ⎟⎟ π
π
⎝
⎠
((h − s )2 tg 2β + ρ 2 + h2 )2 − 4ρ 2 ( h − s)2 tg 2β
⎛ ((h − s )tgβ + ρ)2 + h2 (ρ + s ⋅ tgβ ) ⎞
⎟.
⋅arctg ⎜
⋅
⎜ (( h − s)tgβ − ρ)2 + h2 (ρ − s ⋅ tgβ) ⎟
⎝
⎠
324
(Ж.59)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Ж.6 Методика расчета формы и излучающей способности поверхности пламени пожара разлития
Исходные данные
V – объем вылившегося продукта, м3;
δ – толщина слоя разлития, м;
Pразл – периметр разлития, м;
Sразл – площадь поверхности разлития, м2;
m – массовая скорость выгорания с поверхности, кг/(м2 · с);
γВ – плотность воздуха, кг/м3;
W0 – скорость ветра, м/с;
γП – плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (для сжижен%
ных газов – при температуре кипения при атмосферном давлении), кг/м3;
ρ – плотность жидкой фазы вылившегося вещества, кг/м3.
Искомые параметры:
Dэкв – эквивалентный диаметр очага горения, м;
R* – радиус основания пламени с подветренной стороны пламени, м;
Lф – длина видимой части пламени, м;
q – удельный тепловой поток от пламени, воздействующий на объект, КВт/м2.
Порядок расчета
Методика расчета характеристик горения поверхности разлива включает следующие
основные положения и эмпирические соотношения:
а) процесс горения предполагается стационарным при постоянной скорости поступле%
ния паров углеводородных жидкостей m (кг/м2 · с) с единицы поверхности в зону горения;
б) скорость выгорания жидкостей определяют экспериментально.
Для наиболее часто встречающихся в практике веществ при диаметрах разлива от 10 м и более
рекомендуется использовать значения массовой скорости выгорания, представленные в таблице
Ж.11.
Та б л и ц а Ж . 1 1 – Массовая скорость выгорания
Вещество
СНГ
СПГ
Бутан
Гексан
Гептан
Бензол
Бензин
Керосин
Метанол
Этанол
m, кг/(м2 · с)
0,099
0,078
0,078
0,074
0,101
0,085
0,055
0,039
0,015
0,015
Примечание – значения m не зависят от диаметра разлития при турбулентном режиме горения.
325
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
в) эквивалентный диаметр разлива Dэкв (м) при известном объеме вылившегося про%
дукта и толщине слоя разлития рассчитывается по формуле
Dэкв =
4V
,
π⋅δ
(Ж.60)
или при известной площади поверхности разлития и периметра разлития определяет%
ся по следующей формуле
Dэкв = 4 ⋅ Sразл Рразл ,
(Ж.61)
где V – объем вылившегося продукта, м3;
δ – толщина слоя разлития, м;
Рразл – периметр разлития, м;
Sразл – площадь поверхности разлития, м2.
Данные формулы можно использовать как для круговой формы, так и для случая раз%
лития в форме прямоугольника при условии, что значение отношения большей стороны к
меньшей составляет не более 2.
г) Длина Lф видимой части пламени определяется гидродинамическими факторами и
рассчитывается по эмпирической формуле Томаса
Lф
Dэкв
⎛
m
= 42 ⎜
⎜ γ gD
экв
⎝ B
⎞
⎟
⎟
⎠
0,61
,
(Ж.62)
или с учетом влияния ветра на скорость сгорания, и, следовательно, на длину пламени
Lф
Dэкв
⎛
m
= 55 ⎜
⎜ γ gD
экв
⎝ B
⎞
⎟
⎟
⎠
0,67
⎛
⎜
W0
0.21
⋅ (u∗ ) ; u∗ = ⎜
⎜ mgD
экв
⎜3
⎜
γ
П
⎝
⎞
⎟
⎟,
⎟
⎟
⎟
⎠
(Ж.63)
где m – массовая скорость выгорания с поверхности, кг/(м2 · с);
γВ – плотность воздуха, кг/м3;
Dэкв – эквивалентный диаметр очага горения, м;
W0 – скорость ветра, м/с;
γП – плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (для сжиженных
газов – при температуре кипения при атмосферном давлении), кг/м3.
Следует использовать вышеприведенные значения эмпирических коэффициентов в фор%
муле Томаса (а = 42, b = 0,61), которые получены по результатам экспериментов, выполненных
для широкого диапазона изменения параметров (10%3 ≤ Lф/Dэкв ≤ 10; 10%6 ≤ m/(γв gDэкв )≤10%2)
применительно к самым различным горючим жидкостям и сжиженным газам.
326
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
д) угол отклонения пламени от вертикальной оси под действием ветра рассчитывается
по соотношению
⎧⎪ 1,...... .u* < 1
cos Θ = ⎨ −0,5
,
⎪⎩u* ,.u* ≥ 1
(Ж.64)
д) при горении топлива в котлованах без ограничивающих стенок (очаг горения на
уровне поверхности земли) наблюдается «волочение» или «переливание» пламени в основа%
нии очага горения под действием ветра за край котлована, при котором оно как бы стелется
по поверхности земли на довольно значительное расстояние. Известные данные по этому
эффекту обобщены эмпирическим уравнением;
k
⎛ W02 ⎞ 2 ⎛ γ П ⎞ k3
R∗
= k1 ⎜
,
⎟ ⋅
⎜ g ⋅ Dэкв ⎟ ⎜⎝ γ В ⎟⎠
Rэкв
⎝
⎠
(Ж.65)
где R* – радиус основания пламени с подветренной стороны пламени, м;
Rэкв – эквивалентный радиус разлития, м;
k1 – 1,5;
k2 – 0,069;
k3 – 0.
е) продолжительность выгорания лужи разлития определяется по формуле
tвыгр =
δ⋅ρ
,
m
(Ж.66)
где δ – толщина слоя разлития, м;
ρ – плотность жидкой фазы вылившегося вещества, кг/м3;
m – массовая скорость выгорания продукта, кг/(м2 · с).
ж) пламя рассматривается как оптически «серый» монохроматический поверхностный
излучатель;
з) при расчете внешнего излучения сложная, изменяющаяся во времени геометриче%
ская форма пламени эквивалентируется цилиндрической поверхностью с сохранением реаль%
ных значений высоты и (эквивалентного) диаметра основания пламени;
и) тепловое (радиационное) воздействие q на объект от пламени определяется как
q = E f ⋅ν ⋅ d ϕ,
(Ж.67)
где Ef – излучение с единицы поверхности (оболочки) видимой части пламени, кВт/м2;
ν < 1 – коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) или
защитной водяной завесой;
ϕ – угловой коэффициент облучения.
327
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Угловой коэффициент облучения ϕ определяется в соответствии с разделом Ж.5
к) значения излучения с единицы поверхности видимой части пламени Ef для различ%
ных углеводородных веществ представлены в таблице Ж.12.
В случае отсутствия в таблице интересующего вещества излучение с единицы поверх%
ности (оболочки) видимой части пламени Ef определяется с учетом максимально возможной
величины излучения с единицы поверхности пламени Emax, доли энергии образующего тепло%
вое излучение с поверхности пламени Fs и коэффициента задымления пламени ζ, определяю%
щего часть поверхности пламени загрязненную сажей, дымом и другими продуктами сгора%
ния (%) по следующим формулам
E f = E max ⋅ (1 − ς) + E саж ⋅ς,
Е max =
(Ж.68)
Fs ⋅ m ⋅ ΔH c
,
Lф
(1 + 4
)
Dэкв
(Ж.69)
где ΔHc – теплота сгорания горючего материала при температуре кипения, Дж/кг;
Та б л и ц а Ж . 1 2 – Зависимость отношения (Lф/Dэкв) и значения излучения с поверхности
пламени для различных жидкостей
D=1м
Вещество
Lф/Dэкв
D = 10 м
Еf,
кВт/м2
Lф/Dэкв
Еf, кВт/м2
Кипящие жидкости
Аммиак
1,57
17
0,78
30
Бутан
4,84
86
2,40
165
Бутадиен
4,88
87
2,42
168
n%Бутан
5,02
87
2,49
168
Этан
4,76
96
2,36
185
Этен
4,52
90
2,24
173
Этилхлорид
3,01
28
1,49
52
Оксид этилена
2,79
37
1,38
68
Метан
4,59
100
2,29
193
Пропан
5,08
98
2,52
188
Пропилен
4,90
92
2,43
178
42
1,52
79
Не кипящие жидкости
Ацетон
3,06
Бензол
4,16
71
2,06
135
Этилендиамин
2,37
36
1,18
66
Этилформиат
2,86
29
1,42
54
Этилмеркаптан
3,44
45
1,71
84
Гексан
4,53
87
2,24
166
Метанол
1,59
19
0,79
34
328
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Есаж – излучение с поверхности сажи (принимается равным 20), кВт/м2;
Fs – 0,15 ÷ 0,2;
Fs = 0,15 ÷ 0,2.
л) коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) или
защитной водяной завесой определяется по формуле
ν = c1 ⋅ (PВ0 ⋅ RH ⋅ r )−0,09 ,
(Ж.70)
где PВ0 – давление насыщенных паров воды в воздухе при температуре окружающей среды, Н/м2;
RH – относительная влажность воздуха, %;
r – расстояние до облучаемого объекта, м (не менее 10 м), м;
c1 – 2,02.
м) следующим этапом является расчет угловых коэффициентов облучения прилегаю%
щих объектов от пламени пожара. Угловые коэффициенты излучения рекомендуется рассчи%
тывать по представленным в приложении Ж.5 моделям излучателя в виде простейших геоме%
трических фигур;
н) после расчета коэффициентов по уравнениям Ж.68–Ж.70 тепловое воздействие q на
объект от пламени определяется по уравнению Ж.67.
Ж.7 Методика расчета распространения тяжелого облака (облака тяжелого газа), сфор$
мировавшегося в результате мгновенного испарения (вскипании) и испарения с поверхности про$
лива нестабильной жидкости
В настоящей методике моделируются следующие ситуации разрушения конденсато%
продуктопровода:
% полное разрушение (гильотинный разрыв);
% образование трещины на конденсатопродуктопроводе (рассматриваются два вариан%
та трещин: первая с площадью дефектного отверстия 1 %, а вторая с площадью дефектного
отверстия 10 % от площади поперечного сечения трубопровода);
% свищ с размером дефектного отверстия 10%4 м2.
Рассматривается авария на отметке хразр (м) от начала трубопровода; предполагается,
что через время tоткл (с) происходит отключение насосов и прекращается подача в трубопро%
вод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода;
это отсечение происходит мгновенно. В случае ликвидации утечки задается соответствующее
время ликвидации tливид (с), также отсчитываемое от момента разрушения трубопровода.
При вскипании и испарении выброшенного из аварийного конденсатопродуктопрово%
да вещества в атмосфере могут образовываться капельно%аэрозольные облака. Эти облака
329
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
представляют опасность, поскольку при наличии источника зажигания могут воспламенять%
ся, причем не только на месте выброса, но и продрейфовав в атмосфере на значительное рас%
стояние. Отличительной характеристикой таких облаков является то, что плотность среды в
них больше плотности окружающего воздуха (облака тяжелого газа).
Распространение облаков тяжелого газа имеет специфические особенности. Во%пер%
вых, они растекаются под действием силы тяжести, в результате чего приобретают приплю%
снутую форму, стелются по земле. Во%вторых, интенсивность их смешения с воздухом в зна%
чительной степени зависит от плотности в самом облаке. И, в%третьих, наличие аэрозолей,
существенно влияет на термодинамическое состояние в облаке.
При разрушении кондесатопродуктопровода рассматривается следующий сценарий.
Конденсатопродуктопровод работает в регламентированном режиме, когда на входе с помо%
щью насосов в трубу нагнетается продукт. На некотором расстоянии от начала трубопровода
происходит разрушение трубопровода: образуется свищ, трещина или происходит гильотин%
ный разрыв; предполагается, что через некоторое время происходит отключение насосов и
прекращается подача в трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается ава%
рийный участок трубопровода; это отсечение происходит мгновенно. Возможна ликвидация
утечки через какое%то время.
Из разрушенного конденсатопродуктопровода вещество поступает в окружающую
среду: часть разливается по подстилающей поверхности, часть остается в атмосфере и рас%
пространяется в ней. Транспортируемый продукт попадает в атмосферу двумя путями: во%
первых, за счет испарения из пролива, и, во%вторых, непосредственно в процессе истечения
за счет мгновенного вскипания при сбросе давления, если такое вскипание будет иметь
место. При испарении из пролива в атмосферу поступает только газовая фаза, за счет вски%
пания в атмосфере также оказывается только газовая фаза. Капельно%жидкостная фракция
остается в проливе.
В настоящей методике моделируется распространение в атмосфере облака, с плотно%
стью больше плотности воздуха, которое состоит из смеси воздуха с парами продукта, транс%
портируемого по конденсатопродуктопроводу. Для учета всех этих особенностей при модели%
ровании рассеяния облаков тяжелого газа применяется методика «ТОКСИ%3»[24].
Согласно приложению 1 методики «ТОКСИ%3» рассматриваемые аварийные ситуации
следует отнести к 4%му сценарию.
Согласно приложению 3 методики «ТОКСИ%3» можно выделить восемь стадий:
% разрушение оборудования и образование первичного облака;
% истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
330
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
% истечение газа из разрушенного при наличии пролива жидкой фазы и испарение с
пролива;
% истечение газа из разрушенного оборудования при отсутствии пролива жидкой фазы;
% испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования;
% испарение из разрушенного оборудования при отсутствии пролива;
% ликвидация аварии (ликвидация отверстия разгерметизации и пролива).
На каждой из перечисленных стадий формируются свои облака ОВ в атмосфере. При
этом такие события (стадии), как разрушение оборудования и ликвидация аварии, согласно
«ТОКСИ%3» определяют соответственно начало и конец распространения этой последова%
тельности (цуга) облаков.
Для рассматриваемых аварий на конденсатопродуктопроводе основной вклад в уро%
вень опасности будут вносить те из перечисленных стадий, которые характеризуются наибо%
лее интенсивным поступлением транспортируемого продукта в окружающую среду. Поэтому
следует рассматривать только дрейф облаков, формирующихся именно на этих стадиях.
К ним относятся:
% истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
% истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
% испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования.
Выброс при разрушении конденсатопродуктопровода характеризуется существенным
изменения интенсивности во времени и истечением из двух концов при гильотинном разры%
ве. Для учета этих особенностей используется приложение 6 методики «ТОКСИ%3», касаю%
щееся учета нестационарных эффектов. Согласно этому приложению каждая стадия разбива%
ется на подстадии меньшей продолжительности, которые характеризуются своим набором
данных. Для конденсатопродуктопровода это, прежде всего, характеристики интенсивности
истечения и поступления продукта в атмосферу.
Для рассматриваемой в настоящем приложении аварийной ситуации согласно методи%
ке «ТОКСИ%3» рекомендуется рассматривать две стадии процесса:
% истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка (далее стадия I), эта
стадия будет содержать несколько подстадий;
% испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования (далее стадия II); эта стадия будет состоять только из одной подстадии.
331
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Исходные данные:
d0 – диаметр трубопровода, м;
h(x) – профиль трассы, м;
х – расстояние по трассе трубопровода от 0 до Lтр(м) (полная длина трубопровода), м;
P(x) – профиль давления в трубопроводе по трассе, Па (в случае отсутствия такой
информации профиль давления восстанавливается по расходу Gтр (м3/с), давлениям на входе
Pвх (Па) и выходе трубы Pвых (Па), шероховатости внутренней поверхности трубопровода
zтр (м), вязкости транспортируемого продукта η (Па · с) и рельефу трассы h(x)(м);
Ттр – температура транспортируемого жидкого продукта, К;
Н = a–bG2 – напорная характеристика насосов (насоса) на входе в трубопровод
(H напор (м), G – расход м3/с, а и b – заданные коэффициенты); необходима в случае, если не
происходит вскипания жидкости;
zшер – размер шероховатости внутренней поверхности трубы, необходим только если
не происходит вскипания жидкости;
хi – расположение задвижек по трассе, м.
Метеоусловия:
Твозд – температура воздуха;
u10 – скорость ветра на заданной высоте z10;
% класс стабильности атмосферы;
αв – показатель степени в зависимости скорости ветра от высоты;
zпов – характерный размер шероховатости поверхности пролива, м;
Тпов – температура поверхности земли в проливе, К;
Pа – атмосферное давление, Па;
μвозд – молярный вес воздуха, кг/моль;
сvвозд – теплоемкость воздуха, Дж/кг/К;
Ткип – температура кипения транспортируемого продукта при атмосферном давлении;
ρкип – плотность газа при температуре кипения, кг/м3;
молярный вес μвозд (кг/моль);
Рнасыщ – давление насыщенных паров транспортируемого продукта, Па;
⎛ dP ⎞
% кривая ⎜
;
⎟
⎝ dT ⎠ насыщ
Ср , Сv – теплоемкость жидкой и газовой фаз соответственно, Дж/кг/К;
ρ – плотность жидкой фазы, кг/м3;
Нкип – теплота испарения, Дж/кг;
% концентрации на нижнем и верхнем пределах воспламенения.
332
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Искомые параметры:
Lвзрыв(l) – размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака, м;
Dвзрыв(l) – максимальная ширина в поперечном направлении, м;
% эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
Мвзрыв(l) – масса топлива во взрывоопасных пределах, кг;
% момент времени, когда облако имеет максимальные размеры по ширине Dвзрыв мах и
протяженности Lвзрыв мах, с;
% момент времени, когда во взрывоопасных пределах облака находилось максимально
возможное количество топлива Мвзрыв мах, с.
Порядок расчета
В зависимости от характера разрушения определяются характеристики различных эта%
пов истечения:
% при полном разрыве трубопровода используется приложение Д.1;
% при образовании трещин используется приложение Д.2;
% для свища используется приложение Д.3.
В соответствии с этими приложениями определяются:
% общее количество этапов истечения N, характеризующихся разной интенсивностью
выброса;
% для каждого k%го этапа истечения (k = 1, …, N) – Gвыб(k) (кг/с) интенсивность
выброса из конденсатопродуктопровода; αвыб (k) – массовая доля газовой фазы в выбросе
интенсивность поступления жидкости в пролив Gпролив(k) (кг/с), температура выброса
Твыб(k) (К) и t(k) (с) время завершения k%го этапа истечения (отсчитывается от начала ава%
рии).
В соответствии с приложениями Е.2 и Е.3 для каждого k%го этапа истечения определя%
ются:
% удельная скорость испарения из пролива Gисп (кг/с/м2), берется на начало k%го этапа;
% эффективный диаметр пролива Dпролив(k) (м), берется на конец k%й стадии) и tпрол(m)
(с) длительность m%й стадии.
Расчет по методике «ТОКСИ%3» ведется в рамках 4 сценария для расчета рассеяния –
продолжительный выброс изначально находящегося в жидком состоянии вещества.
Определяется общее по сумме двух стадий (I и II) количество подстадий равное N+1.
Для стадии I (истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка) пара%
метры для расчета по методике «ТОКСИ%3» для N временных подстадий на основе исходных
данных формируются входные.
333
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке в
начальном сечении (на месте выброса),
0ж
G ж4
(k ) = min((1 − α выб ( k)) ⋅ Gвыб ( k), α выб ( k) ⋅ Gвыб( k)).
(Ж.68)
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
0ж
G4ж (k ) = α выб (k ) ⋅ Gвыб (k ) + G ж4
(k ) + 0,25 ⋅ π⋅ Gисп ( k )⋅ Dвыб ( k )⋅ Dвыб ( k).
(Ж.69)
Начальная плотность в выбросе
ρ4ж (k ) = ρ кип
G4ж (k )
α выб (k ) ⋅ Gвыб (k ) + 0,25 ⋅ π⋅ Gисп ( k) ⋅ Dвыб ( k)⋅ Dвыб ( k)
,
(Ж.70)
если происходит вскипание транспортируемого продукта и
ρ4ж (k ) =
μ P0
,
R T (k )
(Ж.71)
если его вскипание не происходит.
Длительность каждой подстадии
t4ж (k ) = t (k ) − t (k −1).
(Ж.72)
Начальный размер облака (полуширина B3х(k) и высота H3ж(k))
'
''
⎧0,5 0,25 ⋅ π⋅ G ( k) ⋅ D ( k) ⋅ D ( k), если G
исп
выб
выб
выб > G4 + G4
⎪
⎪
B4ж (k ) = ⎨
G4ж
, если Gвыб = G4' + G4'' .
⎪
ж
ж
⎪⎩ 2ρ4 u0эфф4
(Ж.73)
Для стадии II (испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из
разрушенного оборудования) для последней подстадии К на основе исходных данных форми%
руем входные параметры.
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке в
начальном сечении (на месте выброса)
0ж
Gи4
= 0.
(Ж.74)
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
G4и = 0,25 ⋅ π⋅ Gисп подст ( K )⋅ Dвыб подст ( K )⋅ Dвыб подст ( K ).
(Ж.75)
Начальная плотность в выбросе
ρи4 =
если его вскипание не происходит.
334
μ P0
,
R T (K )
(Ж.76)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Длительность этой подстадии:
t4и = tподст (K ) − tподст (K − 1).
(Ж.77)
Начальный размер облака (полуширина B3и и высота H3и)
B4и = 0,5 0,25 ⋅ π⋅ Gисп подст ( K ) ⋅ Dвыб подст ( K )⋅ Dвыб подст ( K ).
(Ж.78)
С использованием исходных данных (п. 6.7.1 Методики «ТОКСИ%3») и входных пара%
метров (п. 8.9 Методики «ТОКСИ%3») в соответствии с частью 3 Методики «ТОКСИ%3» (рас%
чет полей концентрации и токсодозы) для каждой из подстадий определяются искомые пара%
метры, а именно:
Lвзрыв(l) – размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака, м;
Dвзрыв(l) – максимальная ширина в поперечном направлении, м;
% эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
Мвзрыв(l) – масса топлива во взрывоопасных пределах, кг.
Путем перебора значений, полученных на каждой подстадии, определяются макси%
мальные значения.
Пример расчета
В качестве примера рассматривается конденсатопродуктопровод с характеристиками и
режимом эксплуатации, описанными в приложениях Д.1–Д.3.
Рассматривается аварийная ситуация с образованием трещины на конденсатопродук%
топроводе с площадью дефектного отверстия 1 % от площади поперечного сечения трубопро%
вода:
% температура воздуха Твозд =20 °С;
% скорость ветра на высоте z10 = 10 м составляет u10 = 1 м/с при классе стабильности
атмосферы «F» (это наиболее опасный с точки зрения метеорологии сценарий; худшие усло%
вия рассеяния) и u10 = 5 м/с при классе стабильности атмосферы «D»;
% рассеяние происходит в местности – ровное поле с травой до 15 см;
% температура поверхности, над которой происходит рассеяние, составляет Тпов = 20 °С,
% атмосферный воздух находится при давлении Р0 =105 Па: молярный вес воздуха был
принят μвозд = 29,5(кг/моль).
Ниже приводятся результаты расчетов для двух вариантов погодных условий.
В соответствии с приложением Д.2 определяем:
% общее количество этапов истечения N = 5;
% для каждого k%го этапа истечения (k = 1, …, 5) определяем Gвыб(k) (кг/с) интенсив%
ность выброса из конденсатопродуктопровода; αвыб(k) – массовая доля газовой фазы в выбро%
335
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
се, интенсивность поступления жидкости в пролив Gпролив(k) (кг/с), температура выброса
Твыб(k) (К) и t(k) (с) время завершения k%го этапа истечения:
Gвыб (1) = 49,26 кг/с, Gпролив (1) = 30,94 кг/с, t(1) = 600 с;
Gвыб (2) = 25,99 кг/с, Gпролив (2) = 16,32 кг/с, t(2) = 1591 с;
Gвыб (3) = 25,18 кг/с, Gпролив (3) = 15,81 кг/с, t(3) = 1643 с;
Gвыб (4) = 24,07 кг/с, Gпролив (4) = 15,12 кг/с, t(3) = 5152 с;
Gвыб (5) = 23,28 кг/с, Gпролив (5) = 14,62 кг/с, t(3) = 8880 с;
α выб (1) = α выб (2) = α выб (3) = α выб (4) = α выб (5) = 0,186;
Твыб(1) = Твыб(2) = Твыб(3) = Твыб(4) = Твыб(5) =240 К.
В соответствии с приложениями Е.2 и Е.3 для каждого k%го этапа истечения определяем:
% удельная скорость испарения из пролива на начало каждого этапа;
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Gисп (1) = Gисп (2) = Gисп (3) = Gисп (4) = Gисп (5) = 0,01 (кг/с/м2), при скорости ветра 1 м/с;
Gисп (1) = Gисп (2) = Gисп (3) = Gисп (4) = Gисп (5) = 0,02 (кг/с/м2), при скорости ветра 5 м/с;
% эффективный диаметр пролива на конец каждого этапа:
% для скорости ветра 1 м/с;
Dпролив(1) = 62,71 м, Dпролив(2) = 45,55 м, Dпролив(3) = 44,84 м;
Dпролив(4) = 43,85 м, Dпролив(5) = 43,15 м;
% для скорости ветра 5 м/с;
Dпролив(1) = 44,35 м, Dпролив(2) = 32,21 м, Dпролив(3) = 31,70 м;
Dпролив(4) = 31,00 м, Dпролив(5) = 30,49 м.
По сценарию 4 методики «ТОКСИ%3» для расчета рассеяния классифицируем рассма%
триваемую ситуацию как продолжительный выброс изначально находящегося в жидком
состоянии вещества.
Определяем общее по сумме двух стадий (I и II) количество подстадий равное N+1 = 6.
Для стадии I (истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка) для N
временных подстадий на основе исходных данных формируем входные параметры для расче%
та по методике «ТОКСИ%3».
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке –
начальном сечении (на месте выброса).
336
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
0ж
0ж
0ж
0ж
0ж
G ж4
(1) = 9,16, G ж4
(2) = 4,84, G ж4
(3) = 4,69, Gж4
(4) =4,48, Gж4
(5) =4 ,33 кг/с.
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
G4ж (1) = 49,26, G4ж (2) = 25,99, G4ж(3) =25,18, G4ж(4) =25,07, G4ж (3) = 23,28 кг/с.
Начальная плотность в выбросе
ρ4ж (1) = 2,87, ρ4ж (2) = 2,87, ρ4ж (3) = 2,87,
ρ4ж (4) = 2,87, ρ4ж (5) = 2,87.
Длительность каждой подстадии
t4ж (1) = 600, t4ж (2) =1591, t4ж(3) =1643, t4ж(4) =5152, t4ж(5) =88 80 с.
Начальный размер облака (полуширина B3х(k) и высота H3ж(k))
при скорости ветра 1 м/с
B4ж (1) = 27,81, B4ж (2) = 20,20, B4ж(3) =19,88, B4ж(4) =19,44, B4ж (5) =19,12,
при скорости ветра 5 м/с
B4ж (1) = 19,67, B4ж (2) =14,28, B4ж(3) =14,06, B4ж(4) =13,74, B4ж (5) =13,52.
Для стадии II (испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из
разрушенного оборудования) для последней подстадии К на основе исходных данных форми%
руем входные параметры для расчета по методике «ТОКСИ%3».
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке –
0ж
в начальном сечении (на месте выброса) – Gи4 = 0 .
0ж
Суммарный расход продукта во вторичном облаке – Gи4 = 14,62 .
и
3
Начальная плотность в выбросе – ρ4 = 2,34 кг/м .
Длительность этой подстадии:
и
% t4 = 2900 при скорости ветра 1 м/с;
и
% t4 = 1450 при скорости ветра 5 м/с.
Начальный размер облака (полуширина B3и и высота H3и)
% B4и = 19,12, при скорости ветра 1 м/с.
Для каждой из подстадий определяем:
% размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака:
% протяженность в направлении ветра Lвзрыв(l)
Lвзрыв(1) = 478 м (305 м для НКПВ);
Lвзрыв(2) = 340 м (213 м для НКПВ);
Lвзрыв(3) = 338 м (212 м для НКПВ);
337
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Lвзрыв(4) = 336 м (211 м для НКПВ);
Lвзрыв(5) = 334 м (209 м для НКПВ);
Lвзрыв(6) = 257 м (167 м для НКПВ).
Распределение концентраций на различных расстояниях при распространении обла%
ков, образующихся на различных подстадиях, приведено на рисунке Ж.17.
Эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем определяется как
трапеция со следующими параметрами:
% верхняя сторона ее примыкает в проливу и имеет размер 57,42 (равный удвоенной
начальной полуширине облака в 27,81 м);
% высота трапеции 478 м;
% основание трапеции 500 м.
Путем перебора значений, полученных на каждой подстадии, определяются макси%
мальные значения размеров облака в различных направлениях:
% против ветра – 0 м;
% по ветру 478 м;
% поперек ветра – 239 м.
Рисунок Ж.17 – Зависимость объемной концентрации от расстояния, отсчитываемого
от места аварии, на различных подстадиях аварийной ситуации
338
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Масса топлива во взрывоопасных пределах достигает 15 т. Ее изменение во времени
показано на рисунке Ж.18.
Рисунок Ж.18 – Зависимость массы топлива во взрывоопасных пределах (0,5 НКПВ)
от времени, прошедшего с начала аварии
339
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение И
(рекомендуемое)
Критерии поражающего воздействия различных поражающих факторов
аварии на человека, имущество, компоненты природной среды
И.1 Критерии и пробит$функции поражающего воздействия на человека
И.1.1 Воздействие воздушной волны сжатия на человека
И.1.1.1 При анализе воздействия воздушной волны сжатия (ВВС) на человека и уста%
новлении соответствующего критерия поражения в данном СТО Газпром учитывается только
один из ряда действующих на человека негативных факторов ВВС – эффект, обусловленный
метательным действием ВВС, приводящий к летальному исходу за счет травмирования голо%
вы человека при падении человека на землю. Эффекты повреждения легких и барабанных
перепонок, действующие одновременно с метанием человека, но имеющие при этом мень%
шие масштабы воздействия, не учитываются.
И.1.1.2 Критерием поражающего воздействия ВВС с метательным эффектом является
значение избыточного давления ΔРф (кПа) на фронте ВВС, на основе которого определяется
условная вероятность гибели человека через соответствующую пробит%функцию.
И.1.1.3 Выражение для пробит%функции гибели человека при травмировании головы
вследствие его метания имеет вид
Pr = −6,04 + 7,11 ⋅ ln(−9,12318 + 0,33881 ⋅ Δ Pф −
−2,96 ⋅10 −3 Δ Pф2 + 9,8788 ⋅10 − 6 ⋅ Δ Pф3 ),
(И.1)
где ΔРф – избыточное давление на фронте ВВС, кПа.
Согласно данной пробит%функции условная вероятность гибели, равная 1%, соответ%
ствует значению ΔРф = 69 кПа, а вероятность гибели 99 % – значению ΔРф = 130 кПа.
И.1.2 Воздействие осколков на человека
И.1.2.1 При анализе воздействия осколков (фрагментов трубопровода, сосуда под
давлением) на человека в данном СТО Газпром учитывается только вероятность попадания
осколка в человека. Вследствие того, что при авариях на ОПО газовой промышленности масса
осколков в большинстве случаев превышает сотни (тысячи) килограмм, принимается, что в
случае попадания осколка в человека он гибнет. При расчете условной вероятности попадания
осколка в человека тело человека моделируется вертикально расположенным цилиндром
высотой 1,8 м и радиусом основания 0,3 м (см. 5.9).
340
СТО Газпром 22.33512009
И.1.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на человека
И.1.3.1 Критерием термического поражающего воздействия является значение нако
пленной дозы тепловой радиации Dчел ((Вт/м2)4/3 · c), на основе которого определяется услов
ная вероятность гибели человека через соответствующую пробитфункцию (см. И.1.3.2 ).
Величина Dчел вычисляется по формуле
n
4
Dчел = ∑ (q i 3 ⋅ Δ ti ),
i =1
(И.2)
где qi – среднее значение теплового потока (Вт/м2) за период времени Δti (с) (см. ниже), воздейству
ющего на человека в процессе его движения, n – число шагов расчетной сетки). Значение проме
жутка времени Δti, фигурирующего в формуле И.2, определяется значением шага расчетной сетки
ΔL, задаваемой в окрестностях точки разрыва трубопровода на плоскости поверхности земли
Δti = ΔL / ν чел .
(И.3)
И.1.3.2. Пробитфункции гибели человека при термическом поражении имеют вид:
для человека в летней одежде:
Pr = –36,38 + 2,65 · ln(Dчел),
(И.4)
для человека в зимней одежде:
Pr = –37,23 + 2,56 · ln(Dчел),
(И.5)
И.1.3.3 Доза тепловой радиации Dчел рассчитывается с учетом следующих принятых
допущений:
при возникновении пожара в условиях плотной застройки или наличия естественных
укрытий человек принимает решение двигаться в сторону ближайшего здания/укрытия, достигает
здания/укрытия и пережидает наиболее активную фазу аварии, покидая укрытие только после
достижения тепловым потоком безопасных значений. При этом принимается, что время теплово
го воздействия на человека (время на принятие решения и достижения укрытия) составляет 20 с;
при возникновении пожара в условиях открытого пространства человек не остается на
месте, а покидает опасную зону со средней скоростью νчел, м/с (рекомендуется принимать
νчел = 2,5 м/с), начиная свое движение из точки М(x = xнач, y = yнач), соответствующей положе
нию человека в момент начала воздействия на него тепловой радиации (см. рисунки И.1, И.2).
Координаты точки М определяются в декартовой системе координат с началом в точке
О(x = 0, y = 0), соответствующей месту возникновения аварии. При этом направление оси X
системы координат на рисунках И.1, И.2 определяется:
в случае реализации сценария аварии из группы С1 «Пожар в котловане» для МГ (С1
«Пожар разлития» для МКП) при вертикальном пламени – направлением движения челове
ка из опасной зоны;
341
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
t
Рисунок И.1 – Схема покидания человеком опасной зоны по маршруту 1
t
t
Рисунок И.2 – Схема покидания человеком опасной зоны по маршруту 2 при реализации
сценария аварии из группы С1 «Пожар в котловане» для МГ (С1 «Пожар разлития»
для МКП) при наклонном пламени (а) или сценария аварии из группы
С2 «Струевые пламена» для МГ (б)
342
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% в случае реализации сценария аварии из группы С1 «Пожар в котловане» для МГ (С1
«Пожар разлития» для МКП) при наклонном пламени – направлением ветра;
% в случае реализации сценария из группы С2 «Струевые пламена» для МГ – проекци%
ей оси усеченного конуса, моделирующего струю горящего газа, на горизонтальную пло%
скость.
Накопление дозы тепловой радиации Dчел прекращается при достижении человеком
зоны с интенсивностью теплового потока менее 1,5 кВт/м2 (безопасное значение плотности
теплового потока).
Принимаются следующие расчетные маршруты движения человека:
% маршрут 1: в радиальном направлении от места возникновения пожара в случае реа%
лизации сценария аварии из группы С1 «Пожар в котловане» для МГ (С1 «Пожар разлития»
для МКП) при вертикальном пламени, как показано на рисунке И.1.
% маршрут 2: от места возникновения пожара в перпендикулярном вектору скорости
ветра направлении в случае реализации сценария аварии из группы С1 «Пожар в котловане»
для МГ (С1 «Пожар разлития» для МКП) при наклонном пламени или сценария аварии из
группы С2 «Струевые пламена» для МГ.
При этом текущие координаты покидающего опасную зону человека xi и yi в момент
времени t(с) (отсчет времени – с момента возникновения пожара на МГ) определяются сле%
дующим образом:
% для маршрута 1: xi = xнач + νчел · t, yi = yнач;
% для маршрута 2: xi = xнач, yi = yнач + νчел · t.
И.2 Критерии поражающего воздействия на здания, сооружения, неподвижные транс$
портные средства
И.2.1 Воздействие воздушной волны сжатия на здания, сооружения, неподвижные
транспортные средства
И.2.1.1 Критерием поражающего воздействия ВВС на здания, сооружения, транспорт%
ные средства является значение избыточного давления ΔРф (Па) на фронте ВВС. При этом
(k)
(k) значений ΔР соответствуют различные степени
установленным диапазонам [ΔPф%н
; ΔPф%в
]
ф
повреждения kповр%зд зданий, сооружений, транспортных средств (слабое повреждение –
kповр%зд = 0,1; среднее повреждение – kповр%зд = 0,4; сильное повреждение – kповр%зд = 0,7; пол%
ное разрушение – kповр%зд = 1,0). Значение kповр%зд отождествляется с долей от стоимости пол%
ного восстановления здания (сооружения, транспортного средства), идущей на его ремонт до
полного восстановления – см. таблицу И.1 .
343
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(k)
(k)
; ΔPф%в
] ), соответствующие
Та б л и ц а И . 1 – Пороговые значения ΔРф (диапазоны [ΔPф%н
различным степеням повреждения зданий, сооружений, транспортных средств различных
видов
ΔРф для степеней повреждения, Па
Наименование здания/сооружения
слабое повреж%
среднее
дение,
повреждение,
kповр%зд = 0,1
kповр%зд= 0,4
сильное
повреждение,
kповр%зд = 0,7
Промышленные, административные и жилые здания
1 Промышленные здания
с тяжелым металлическим
2·104%3·104
3·104%4·104
4·104%5·104
или железобетонным каркасом
2 Промышленные здания с легким
104%2·104
2,5·104%3,5·104 3,5·104%4,5·104
каркасом и бескаркасной конструкции
3 Бетонные и железобетонные здания и
здания антисейсмической конструкции
2,5·104%3,5·104
8·104%1,2·105
4 Тепловые электростанции
1,5·104%2,5·104 2,5·104%3,5·104
5 Складские кирпичные здания
104%2·104
2·104%3·104
6 Одноэтажные складские помещения с
металлическим каркасом и стеновым
5·103%7·103
7·103%104
заполнением из листового металла
7 То же, с крышей и стеновым
7·103%104
104%1,5·104
заполнением из волнистой стали
8 Кирпичные многоэтажные здания (три
8·103%1,2·104
1,2·104%2·104
этажа и более)
9 Кирпичные малоэтажные здания
8·103%1,5·104
1,5·104%2,5·104
(один%два этажа)
10 Деревянные дома
6·103%8·103
8·103%1,2·104
11 Разрушение обычного остекления
5·102%103
103%2,0·103
жилых и промышленных зданий
12 Разрушение остекления из
103%1,5·103
1,5·103%2·103
армированного стекла
Здания и сооружения компрессорных станций
13 Укрытия и блок%контейнеры ГПА
(с легким каркасом со стенами типа
104%2·104
2,5·104%3,5·104
«сэндвич»)
14 Компрессорный цех в капитальном
2·104%3·104
3·104%4·104
кирпичном или блочном здании
15 Здание производственно%
энергетического блока, здание
служебного ремонтно%
эксплуатационного блока
% кирпичное малоэтажное здание
% блочное с легким каркасом со стенами
типа «сэндвич»)
16 Электростанция собственных нужд
17 ГРС, насосные станции ГСМ и
водоснабжения, будки КИП
18 Блок%боксы
344
Полное
разру%
шение
kповр%зд=1
>5·104
>4,5·104
1,5·105%2·105
>2·105
3,5·104%4,5·104
3·104%4·104
>4,5·104
>4·104
104%1,5·104
>1,5·104
1,5·104%2,5·104
>2,5·104
2·104%3·104
>3·104
2,5·104%3,5·104
>3,5·104
1,2·104%2·104
>2·104
2,0·103%4·103
>4·103
2·103%5·103
>5·103
3,5·104%4,5·104
>4,5·104
4·104%5·104
>5·104
8·103%1,5·104
1·104%2·104
1,5·104%2,5·104
2,5·104%3,5·104
2,5·104%3,5·104
3,5·104%4,5·104
104%3·104
3·104%4·104
4·104%5·104
3,5·104%
4,5·104
5·104
>5·104
104%2·104
2·104%3·104
3·104%4·104
>4·104
5·103%104
104%2·104
2·104%3·104
>3·104
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Окончание таблицы И.1
ΔРф для степеней повреждения, Па
слабое
среднее
сильное
Полное
повреждение, повреждение, повреждение, разрушение
kповр%зд = 0,1 kповр%зд = 0,4 kповр%зд = 0,7 kповр%зд = 1
Наименование здания/сооружения
Электрические сети
19 Кабельные подземные линии
5·105%7·105
7·105%106
106%1,5·106
>1,5·106
20 Воздушные линии высокого
напряжения
3·104%5·104
5·104%7·104
8·104%1,2·105
>1,2·105
21 Воздушные линии низкого
напряжения на деревянных опорах
2·104%4·104
4·104%6·104
6·104%105
>105
1,5·104%2·104
2·104%3·104
4,5·104%5,5·104
5,5·104
105
1,1·105%1,3·105
>1,3·105
>1,3·105
24 Радиорелейные линии
и стационарные воздушные линии связи
3·104
5·104%7·104
>7·104
>7·104
25 Телефонотелеграфная аппаратура
5·104
6·104%9·104
>9·104
>9·104
26 Постоянные воздушные линии связи
6·104
7·104%9·104
>9·104
>9·104
27 Кабельные наземные линии
4·104
4,5·104%5,5·104
>5,5·104
>5,5·104
1·104%2·104
2·104%3·104
4·104
>4·104
Средства связи
22 Автомобильные радиостанции
23 Переносные радиостанции
28 Антенные устройства
Автомобильные и железные дороги
29 Автодороги с асфальтовым и бетонным
покрытием
3·105%4·105
4·105%1,5·106
1,5·106%2·106
>2·106
30 Железнодорожные пути
1·105%2·105
2·105%3·105
3·105%5·105
>5·105
Транспортные средства
31 Подвижной железнодорожный состав
и энергопоезда
2·104%4·104
4·104%7·104
6·104%9·104
>9·104
32 Тепловозы и электровозы
5·104%7·104
7·104%105
105%1,5·105
>1,5·105
33 Грузовые автомобили и автоцистерны
2·104%4·104
4·104%5·104
5·104%6·104
>6·104
1,5·104%2·104
2·104%3·104
3·104%5·104
>5·104
35 Транспортные суда
3·104%6·104
6·104%8·104
8·104%105
>105
36 Экскаваторы, автогрейдеры
2·104%3·104
3·104%5·104
5·104%6·104
>6·104
37 Гусеничные тягачи и тракторы
3·104%4·104
5·104%7·104
7·104%8·104
>8·104
38 Транспортные поршневые самолеты
связи и вертолеты
7·103%8·103
8·103%104
104%1,8·104
>1,8·104
34 Легковые автомобили, автобусы
и специальные машины с кузовами
автобусного типа
345
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
И.2.2 Воздействие осколков на здания, сооружения, неподвижные транспортные средства
И.2.2.1 Критерием поражающего воздействия на здания, сооружения и транспортные
средства является параметр Моск, характеризующий отношение масс осколка и массы объек%
та: здания, сооружения или транспортного средства
Моск = mоск/mобъект,
(И.6)
где mоск –масса осколка в кг,
mобъект – масса объекта в кг.
При этом установленным пороговым диапазонам значений Моск соответствуют раз%
личные степени повреждения kповр%зд зданий или сооружений. Значение kповр%зд отождествля%
ется с долей от стоимости полного восстановления здания (сооружения, транспортного сред%
ства), идущей на его ремонт до полного восстановления – см. таблицу И.2 .
Та б л и ц а И . 2 – Пороговые значения Моск, соответствующие различным степеням
повреждения зданий, сооружений, транспортных средств различных видов
Моск = mоск/mобъект
Степень
повреждения
0,001–0,01
0,01–0,05
0,05–0,1
>0,1
слабое
повреждение,
kповр%зд = 0,1
среднее
повреждение,
kповр%зд = 0,4
сильное
повреждение,
kповр%зд = 0,7
Полное
разрушение
kповр%зд = 1
И.2.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на здания, сооружения, неподвижные
транспортные средства
И.2.3.1 Критерием теплового поражающего воздействия на здания, сооружения,
транспортные средства является значение удельного теплового потока q (кВт/м2).
При этом степень повреждения зданий и сооружений определяется по формуле
(И.7)
kповр%зд = kпор%зд · Pвозг,
где kпор%зд – степень поражения здания, сооружения, транспортного средства при условии его
возгорания (определяется по таблице И.3);
Pвозг – вероятность возгорания материалов (по группам воспламеняемости, согласно
ГОСТ 30402%96) зданий, сооружений, транспортных средств, подвергаемых тепловому воз%
действию (определяется по таблице И.4).
И.2.3.2 Степень поражения kпор%зд здания, сооружения, транспортного средства опре%
деляется типом (по уровню пожарной нагрузки) объекта и значением воздействующего на
объект теплового потока, как показано в таблице И.3.
И.2.3.3 Вероятность Pвозг возгорания материалов, из которых построено (изготовлено)
здание сооружение, транспортное средство, определяется группой воспламеняемости матери%
ала (по ГОСТ 30402%96) и значением воздействующего на объект теплового потока, как пока%
зано в таблице И.4.
346
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а И . 3 – Зависимость степени поражения здания, сооружения, транспортного
средства (при условии их возгорания) от воздействующего на них удельного теплового
потока и типа по пожарной нагрузке
Степени поражения kпор%зд зданий, сооружений, транспортных средств
при условии их возгорания
Тип объекта по уровню пожарной нагрузки
Значение
основные производственные
воздействующего
офисные и жилые здания, вспомогательные
здания и цеха с минимумом
удельного теплового
грузовики
и
трейлеры
с
производственные
горючих материалов, авто%
потока, кВт/м2
тентами из горючих
здания, транспортные дороги, железные дороги,
материалов (высокая
средства (средняя
металлические наружные
пожарная нагрузка)
пожарная нагрузка)
конструкции (низкая
пожарная нагрузка)
Менее 20
1,0
0,1
0
от 20 включительно
до 25
от 25 включительно
до 30
от 30 включительно
до 35
1,0
Свыше 35
1,0
0,4
0,7
0,1
1,0
1,0
1,0
Та б л и ц а И . 4 – Зависимость вероятности возгорания материалов от группы
воспламеняемости (согласно ГОСТ 30402%96) и воздействующего теплового потока
Значение теплового потока,
кВт/м2
Вероятность Pвозг возгорания материалов зданий,
сооружений, транспортных средств
группа В3
группа В2
группа В1
Менее 20
1
0
0
от 20 включительно до 25
1
1
0
от 25 включительно до 30
1
1
0
от 30 включительно до 35
1
1
0
Свыше 35 включительно
1
1
1
Группу воспламеняемости материала объекта следует определять по тем внешних
элементам объекта, которые изготовлены из горючих материалов (для зданий – кровля, окон%
ные рамы; для транспортных средств – тент кузова, деревянные, пластиковые, тканевые
элементы, окрашенные поверхности).
И.3 Критерии поражающего воздействия на технологическое оборудование, наружные
установки
И.3.1 Воздействие воздушной волны сжатия на технологическое оборудование, наруж%
ные установки.
347
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
И.3.1.1 Критерием поражающего воздействия ВВС на технологическое оборудование,
наружные установки является значение избыточного давления ΔРф (Па) на фронте ВВС. При
(k)
(k)
; ΔPф%в
] значений ΔРф соответствуют раз%
этом установленным пороговым диапазонам [ΔPф%н
личные степени повреждения kповр%зд технологического оборудования и наружных установок
(слабое повреждение – kповр%об = 0,1; среднее повреждение – kповр%об = 0,4; сильное повреж%
дение – kповр%об = 0,7; полное разрушение – kповр%об = 1,0). Значение kповр%об отождествляется
с долей от стоимости полного восстановления технологического оборудования или наружной
установки, идущей на его ремонт до полного восстановления – (см. таблицу И.5).
(k)
(k)
; ΔPф%в
] ), соответствующие
Та б л и ц а И . 5 – Пороговые значения ΔРф (диапазоны [ΔPф%н
различным степеням повреждения технологического оборудования или наружных установок
различных видов.
Рф для степеней повреждения, Па
Наименование оборудования
слабое
повреждение,
kповр%об = 0,1
среднее
сильное
Полное
повреждение, повреждение, разрушение
kповр%об = 0,4 kповр%об = 0,7 kповр%об= 1
Сооружения и оборудование на объектах газовой промышленности
3·105
7·105
1,2·106
>1,5·106
1,5·105
3·105
5·105
> 5·105
3 Газопровод надземный
5·103%104
3·104
5·104
>5·104%
4 Балочные висячие, арочные
переходы через естественные
препятствия и инженерные
коммуникации
5·103%104
104%2·104
2,5·104
>2,5·104
2·105
3·105
106
>106
3·104%4·104
4·104%5·104
5·104%6·104
>6·104
7 Пылеуловители
5·103%104
104%2·104
2·104%3·104
>3·104
8 Пункт редуцирования газа
5·103%104
104%2·104
2·104%3·104
>3·104%
9 Трубопроводы газовой обвязки
5·103%104
104%2·104
2·104%3·104
>3·104%
2·104%4·104
4·104%5·104
5·104%105
>105
5·103%104
104%3·104
3·104%5·104
>5·104
1 Газопровод подземный
2 Газопровод наземный в обваловании
5 Линейные крановые узлы и узлы
запуска и приема очистных устройств
6 Вертикальные аппараты (абсорберы,
сепараторы, реакторы, скрубберы и
т.п.):
% колонны высотой до 25 м
10 Холодильники, теплообменные
аппараты:
% на нулевой отметке
% на этажерках
11 Компрессорные, котельные,
регуляторные, насосные станции
в кирпичных зданиях
12 Насосы, открытые компрессоры
348
8·103%1,5·104
3·104
1,5·104%2,5·104 2,5·104%3,5·104
3·104%7·104
7·104%1,3·105
>4·104
>1,3·105
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
И.3.2 Воздействие осколков на технологическое оборудование, наружные установки
И.3.2.1 При анализе воздействия осколков (фрагментов трубопровода, сосуда под
давлением) на технологическое оборудование с газом (или другим опасным веществом) под
давлением в данном СТО Газпром учитывается только вероятность попадания осколка (фраг%
мента) в установку, аппарат или иной вид оборудования (см. 5.10). Вследствие того, что при
авариях на ОПО газовой промышленности масса осколков в большинстве случаев превыша%
ет сотни (тысячи) килограммов, принимается, что при попадании осколка в аппарат или уста%
новку, находящиеся под давлением, они полностью уничтожаются, причем, главным образом,
за счет разрушительных эффектов, связанных с их разгерметизацией в результате попадания
осколка.
И.3.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на технологическое оборудование,
наружные установки
И.3.3.1 Критерием термического поражающего воздействия на технологическое обору%
дование и наружные установки является значение поглощенной дозы тепловой радиации,
вычисляемой по формуле
Dобор = qоб · t,
(И.8)
где qоб – величина теплового потока на единицу площади, кВт/м2, t – длительность теплово%
го воздействия, с.
И.3.3.2 Зависимость степени повреждения оборудования kповр%об от дозы поглощенной
тепловой радиации Dобор имеет вид
kповр%об
⎧0 при qоб < 12 кВт / м 2,
⎪
⎪
⎪0,1 при Dобор ≤ Dпор ,
⎪⎪
=⎨
Dобор − Dпор
при Dпор < Dобор < Dгиб ,
⎪0,1 + 0,9 ⋅ D − D
гиб
пор
⎪
⎪
⎪1 при Dобор ≥ Dгиб ,
⎪⎩
(И.9)
где Dпор – пороговое значение дозы поглощенной тепловой радиации (кДж/м2), ниже которо%
го оборудование получает только слабые повреждения (kповр%об =0,1);
Dгиб – значение дозы поглощенной тепловой радиации (кДж/м2), выше которого оборудо%
вание считается полностью разрушенным.
Значения Dпор и Dгиб для различных типов оборудования приведены в таблице И.6.
И.3.3.3 Подземное технологическое оборудование принимается нечувствительным к
термическому воздействию и при любой аварии считается неповрежденным (kповр%об = 0).
349
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Та б л и ц а И . 6 – Значения Dпор и Dгиб для оборудования разных классов чувствительности
к воздействию тепловой радиации
Класс
чувствительности
оборудования
Dпор,
Dгиб,
кДж/м2
кДж/м2
ГПА в исполнении без блок%контейнера и индивидуального
укрытия, ТДА, открытые блоки подготовки топливного,
пускового и импульсного газов, открытые электростанции на
собственные нужды, оборудование ПЭБ, ГЩУ и другое
расположенное вне укрытия сложное вспомогательное
оборудование
3300
10000
ГПА в блок%контейнерах и индивидуальных укрытиях, АВО,
сепараторы, пылеуловители, блоки подготовки топливного,
пускового и импульсного газов и электростанции на
II (средней
собственные нужды в укрытиях, незащищенные крановые
чувствительности) узлы, шкафы ЭХЗ, КПТМ, опоры ЛЭП и другое
незащищенное технологическое оборудование с фланцевыми
соединениями с чувствительными к нагреву материалами%
уплотнителями
8300
25000
III (слабо%
чувствительное)
35000
45000
I (высоко%
чувствительное)
Тип оборудования
Надземные трубопроводы, крановые узлы в защитном
укрытии
И.4 Критерии поражающего воздействия на компоненты природной среды
И.4.1 Принимается, что единственным поражающим фактором аварий на рассматри%
ваемых в настоящем СТО Газпром ОПО, способным нанести значимый ущерб компонентам
природной среды (кроме атмосферы), является тепловая радиация.
И.4.2 Критерием поражающего воздействия является критический тепловой поток
qкр, кВт/м2, рассчитанный на 90%ю секунду после начала аварийного истечения газа. Значе%
ния qкр, при превышении которого происходят необратимые изменения древесной раститель%
ности, лесной подстилки, плодородного слоя почв и сельхозкультур, вызывающие их гибель,
представлены в таблице И.7.
Та б л и ц а И . 7 – Критические значения теплового потока для различных компонентов
природной среды, соответствующие уничтожению плодородного слоя почв и
растительности
Компонент природной среды
qкр, кВт/м2
Древесная растительность
7
Почвы
35
Лесная подстилка
5
Сельскохозяйственные культуры
5
350
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение К
(рекомендуемое)
Методика оценки ущерба от аварий на опасных производственных
объектах ОАО «Газпром»
К.1 Полный ущерб при реализации того или иного расчетного сценария аварии на
опасном производственном объекте (ОПО) рассчитывается по формуле
Уа = Ус%э + Упр + Уим.др.л + Ул.а + Уэкол,
(К.1)
где Ус%э – социально%экономический ущерб вследствие гибели и травматизма людей, руб.;
Упр – прямой ущерб производству ОПО, руб.;
Уим.др.л – ущерб, связанный с уничтожением и повреждением имущества других (третьих)
лиц (населения , сторонних организаций и т.п.), руб.;
Ул.а – затраты на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование ава%
рии, руб.;
Уэкол – экологический ущерб (ущерб объектам окружающей природной среды), руб.
К.2 Социально%экономический ущерб, Ус%э, вследствие гибели и травмирования людей
рассчитывается по формуле
Ус%э = Уг.п + Ут.п + Уг.д.л + Ут.д.л,
(К.2)
где Уг.п, Ут.п – затраты на компенсацию и проведение мероприятий вследствие соответствен%
но гибели и травмирования персонала газотранспортного общества (ГТО), руб.;
Уг.д.л, Ут.д.л – затраты на компенсацию и проведение мероприятий вследствие соответ%
ственно гибели и травмирования других (третьих) лиц, руб.
К2.1 Затраты, связанные с гибелью персонала ГТО ОАО «Газпром» определяются по формуле
Уг.п = (Sп.к + Sпог) · Nперс.г + Sкомп,
(К.3)
где Sп.к – средний размер пособия в случае смерти кормильца, руб.;
Sпог – средний размер пособия на погребение одного погибшего, руб.;
Sкомп – компенсационные выплаты родственникам погибших исходя из стоимости сред%
нестатистической жизни человека, руб.;
Nперс.г – число погибших среди персонала при реализации рассматриваемого сценария
аварии, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9).
Sкомп следует рассчитывать по формуле
Sкомп = Nперс.г · Sж,
(К.4)
где Sж – стоимость среднестатистической жизни человека для современных условий Россий%
ской Федерации, руб.;
351
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Sж следует принимать в диапазоне 1,5÷15 млн руб., который рекомендован к использо%
ванию в Декларации Российского научного общества анализа риска «Об экономической
оценке жизни среднестатистического человека» [30]. Для уточнения Sж рекомендуется форму%
ла
Sж = Дсрд / Е,
(К.5)
где Е – норма дисконтирования, которая для персонала дочерних обществ и организаций
ОАО «Газпром» принимается равной норме дисконтирования в ОАО «Газпром»;
Дсрд – среднедушевой годовой доход человека, который для персонала ГТО
ОАО «Газпром» принимается равным среднедушевому годовому доходу работников дочерних
обществ и организаций ОАО «Газпром» за последний год, руб./(год · чел).
К2.2 Затраты, связанные с травмированием (ранением) персонала ГТО, определяются
по формуле
Ут.п = (Sв + Sи.п + Sм) · Nперс.%р,
(К.6)
где Sв – средний размер пособия по временной нетрудоспособности, руб.;
Sи.п – средний размер пенсии одному лицу, ставшему инвалидом, руб.;
Sм – средний размер расходов, связанный с повреждением здоровья одного пострадавше%
го, на его медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию, руб.;
Nперс.%р – число травмированных (раненых) среди персонала, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9).
Значения Sпог, Sп.к, Sв, Sи.п, Sм определяются с учетом соответствующих положений
Генерального коллективного договора ОАО «Газпром», коллективных договоров его дочерних
обществ и организаций.
К.2.3 Затраты, связанные соответственно с гибелью и травмированием других
(третьих) лиц, определяются по формулам
Уг.д.л = (Sп.к + Sпог + Sкомп) · Nдл%г,
(К.7)
Ут.д.л = (Sв + Sи.п + Sм) · Nдл%р,
(К.8)
где Nдл%г – общее количество погибших среди других (третьих) лиц при реализации рассма%
триваемого сценария аварии, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9);
Nдл%р – общее количество раненых среди других (третьих) лиц при реализации рассматри%
ваемого сценария аварии, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9).
Величины Sп.к, Sпог, Sв, Sип, Sм расшифрованы выше, их значения для других (третьих)
лиц определяются в соответствии с действующим законодательством.
Значение Sж для расчета Sкомп для других (третьих) лиц определяется по формуле К.5,
в которой Е =0,08 год%1 – норма дисконтирования (считается постоянной в течение 30 лет –
ожидаемой предстоящей продолжительности жизни человека); Дсрд = 118932 руб./(год · чел) –
352
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
среднедушевой доход по Российской Федерации за последний год (по данным Федеральной
службы государственной статистики за 2006 год).
К.3 Прямой ущерб производству на ОПО, Упр, руб., рассчитывается по формуле
Упр = Уо.ф.у + Уо.ф.п + Ут%м.ц,
(К.9)
где Уо.ф.у, Уо.ф.п – потери эксплуатирующей организации в результате соответственно уничто%
жения и повреждения11 своих основных фондов (ОФ), руб.;
Ут%м.ц – потери организации в результате уничтожения и повреждения товарно%материаль%
ных ценностей (ТМЦ): продукции, сырья и т.п., руб.
К.3.1 Потери, связанные с уничтожением ОФ, Уо.ф.у, руб., рассчитываются по формуле
У о.ф.у =
I об%y
∑
i =1
(i)
kмонт
(i)
⋅ sоб%у
(i)
⋅ N об%у
+
I зд%y
(i)
,
∑ Sзд%у
(К.10)
i=1
где Iоб%у – число видов уничтоженного технологического оборудования или наружных установок;
(i)
– цена единицы нового аналогичного оборудования или наружной установки i%го
sоб%у
вида за вычетом износа старого(ой), руб.;
(i)
kмонт
– коэффициент, учитывающий затраты на транспортировку, таможенные пошлины
и монтаж оборудования i%го вида (рекомендуемые значения 1,2÷1,8 в зависимости от вида
оборудования; при отсутствии точной информации принимать kмонт = 1,5);
(i)
– количество уничтоженных единиц оборудования или наружных установок i%го вида;
N об%у
Iзд%y – число уничтоженных зданий;
(i)
S зд%у
– сумма затрат на разборку завалов и стоимости строительства нового аналогично%
го здания за вычетом износа старого, руб.
Количества и перечень уничтоженных единиц каждого вида основных фондов (обору%
дования, наружных установок, зданий, транспортных средств) определяются в соответствии с
5.10, 6.10, 7.10.
К.3.2 При частичном повреждении имущества стоимость ущерба, Уо.ф.п., руб., реко%
мендуется определять либо как полную сметную стоимость ремонта ОФ, либо рассчитывать
по формуле
У о.ф.п =
I об%п
∑
i =1
(i)
(i)
(i)
kповр%об
⋅ sоб
⋅ N об%п
+
I зд%п
(i)
(i)
⋅ Sзд
,
∑ kповр%зд
i=1
(К.11)
где Iоб%п – число видов поврежденного технологического оборудования или наружных установок;
11 Поврежденными считаются материальные ценности (здания, сооружения, оборудование,
продукция, и т.д.), которые в результате ремонтно%восстановительных работ после аварии могут быть
приведены в состояние, позволяющее их использовать по первоначальному функциональному
назначению. В противном случае они считаются уничтоженными.
353
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
(i)
kповр%об
– доля стоимости восстановления оборудования (т.е. стоимости нового аналогично%
го оборудования) i%го вида, идущая на его ремонт (соответствует степени повреждения и прини%
мается в соответствии с И.3 (приложение И) с учетом конкретного поражающего воздействия);
(i)
sоб
– стоимость единицы оборудования i%го вида, руб.;
(i)
– количество поврежденных единиц оборудования или наружных установок
N об%п
i%го вида;
(i)
kповр%зд
– доля стоимости строительства нового аналогичного здания i%го вида, идущая на
его ремонт (соответствует степени повреждения и принимается в соответствии с И.2 (прило%
жение И) с учетом конкретного поражающего воздействия);
(i)
S зд
– стоимость строительства нового аналогичного здания i%го вида, руб.
Количества и перечень поврежденных единиц каждого вида основных фондов (оборудования,
наружных установок, зданий, транспортных средств) определяются в соответствии с 5.10, 6.10, 7.10.
К3.3 Стоимость восстановления объектов (строительства новых аналогичных объек%
тов) рекомендуется рассчитывать при помощи методов, представленных ниже (либо одного из
них, либо их сочетания), в зависимости от физической доступности и степени достоверности
имеющейся информации.
% Здания:
а) расчет с применением средних удельных показателей стоимости строительства,
полученных на основе анализа имеющихся данных о реальной стоимости строительства
подобных объектов в данном регионе;
б) расчет с использованием данных сметной документации, разработанной для оцени%
ваемых объектов. В случае доступности смет в уровнях цен прошлых лет необходимо прове%
сти пересчет сметной стоимости в уровень современных цен с использованием отраслевых
коэффициентов изменения цен в строительстве;
в) для расчета восстановительной стоимости таких объектов, как вагоны%дома и дома%
контейнеры, блок%боксы, здания ячеистого типа, легкие ангары и т.п., необходимо использо%
вать информацию организаций, производящих (поставляющих) данные объекты или их ана%
логи, с учетом дополнительных затрат на их транспортировку и монтаж.
В случае, если в стоимость оцениваемого здания включена стоимость установленного
технологического оборудования, необходимо учесть этот подтвержденный факт в стоимости.
– Магистральные трубопроводы (магистральные газопроводы и конденсатопродуктопроводы):
а) расчет с использованием данных сметной документации с последующей корректи%
ровкой в уровень современных цен с применением реально действующих отраслевых строи%
тельных коэффициентов удорожания, при этом:
354
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% стоимость труб определяется отдельно от СМР на основе информации о современ%
ных действующих ценах заводов%изготовителей с последующим учетом всех необходимых
дополнительных затрат (транспортных, таможенных и т.п. расходов);
% значение коэффициента удорожания СМР определяется как его средневзвешен%
ное значение за нормативный период строительства объекта (нормативные сроки строи%
тельства участков газопроводов определяются согласно СНиП 1.04.03%85 [42]);
б) расчет с использованием в качестве расчетных величин средних удельных показа%
телей (на один километр линейной части) стоимости строительства, полученных на основе
анализа имеющихся данных о реальной стоимости строительства газопроводов в различных
регионах.
– Специализированное оборудование газовой отрасли: газоперекачивающие агрегаты,
сепараторы, теплообменники и другое оборудование:
В качестве основных источников при определении восстановительной стоимости спе%
циализированного оборудования газовой отрасли рекомендуется использовать данные о
закупках, отраженные в договорах, агентских поручениях, дополнительных соглашениях,
имеющихся в департаментах ОАО «Газпром», а также данные ООО «Газкомплектимпэкс». В
тех случаях, когда оцениваемый агрегат сегодня не закупается, необходимо выполнить выбор
наиболее близкого аналога из группы, закупаемой Обществом.
– Скважины газовые на ПХГ:
а) расчет с использованием имеющейся информации о реальных ценах на бурение и
обустройство по данному ПХГ (включая отсыпку кустов и дорог);
б) расчет с применением средней погонной стоимости скважин;
В случае, если бурение на данном ПХГ не ведется, необходимо корректно выбрать схо%
жие по условиям ПХГ или месторождения, в том числе с разными горизонтами, где бурение
ведется, а затем использовать данные о стоимости одного погонного метра и/или удорожания
работ для расчета восстановительной стоимости оцениваемых скважин.
При этом должны быть использованы данные о стоимости оборудования скважины
при строительстве реальных объектов как для выполнения непосредственно расчетов, так и
для проверки полученных результатов.
– Прочие сооружения:
Под данным наименованием понимаются такие сооружения, как различные (но не
магистральные) трубопроводы (нефте% и газосборные, технологические, водопровод, канали%
355
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
зация и т.п.), электрические сети, сети связи, автодороги, площадки, мачты, резервуары для
хранения различных продуктов и т.п.
Рекомендуется применять следующие методы расчета восстановительной стоимости
таких сооружений:
а) пересчет имеющейся стоимости сооружения на дату ввода (без учета проведенных
переоценок) к уровню современных цен с применением реально действующих отраслевых
коэффициентов изменения цен в строительстве;
б) расчет с применением средних удельных показателей стоимости строительства,
полученных на основе анализа имеющихся данных о реальной стоимости строительства
подобных объектов в данном регионе;
– Машины и оборудование:
а) расчет с использованием имеющихся в дочерних обществах ОАО «Газпром»,
ООО «Газкомплектимпэкс», департаментах ОАО «Газпром» данных о стоимости групп обору%
дования при строительстве реальных объектов;
б) расчет с применением реальных договорных цен заводов%изготовителей с учетом
всех затрат на доставку и установку;
в) расчет с применением коэффициентов удорожания подобных объектов в случае
соответствия необходимой технической информации по данным Росстата.
– Транспортные средства:
Для оценки стоимости автотранспорта рекомендуется использовать различные инфор%
мационные источники, в том числе региональные данные для автомобилей, продаваемых на
открытом рынке. В случае оценки стоимости специальной техники необходимо рассмотреть
все данные, доступные в отрасли, например информацию ООО «Газкомплектимпэкс» и/или
данные дочерних обществ ОАО «Газпром».
В случае, когда техника относительно новая (возраст до 3 лет), возможно применение
обоснованных коэффициентов удорожания по данным Росстата.
При выполнении расчетов стоимости объектов приоритет рекомендуется отдавать
ценовой информации, источником которой является Департамент инвестиций и cтроитель%
ства ОАО «Газпром», ООО «Газкомплектимпэкс» и подразделения дочерних обществ
ОАО «Газпром», а также информация специализированных подрядных организаций, непо%
средственно ведущих строительство объектов ОАО «Газпром».
При оценке объектов, которые не являются специализированными объектами газовой
отрасли, (например, автомобильный транспорт, автомобильные и железные дороги, тепло%
вые, водопроводные, канализационные и электрические сети и др.) могут быть использованы
356
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
данные, полученные из других источников. В частности, в таких случаях рекомендуется
использовать данные подрядных и проектных организаций, а также справочно%ценовую
информацию, публикуемую ООО «Ко%Инвест».
К.3.4 Потери организации в результате уничтожения (повреждения) товарно%мате%
риальных ценностей (ТМЦ), Ут%м.ц, руб., определяются по сумме потерь каждого вида ценно%
стей следующим образом
I тм
(i)
(i)
У т.м.ц = ∑ М тм
⋅ Sтм
,
i =1
(К.12)
где Iтм – число видов утраченных в результате аварии товарно%материальных ценностей;
(i)
М тм
– количество товарно%материальных ценностей i%го вида, т или шт.;
(i) – стоимость единицы i%го вида товарно%материальных ценностей, руб./т или
S тм
руб./шт.
В качестве ТМЦ следует в первую очередь учитывать транспортируемые продукты
(природный газ, конденсат), ГСМ, запасные части на хранении.
Так, ущерб, связанный с безвозвратными потерями транспортируемого продукта,
определяется по формуле
Упрод = Мпрод · Sпрод,
(К.13)
где Мпрод – объем (или масса) безвозвратно потерянного продукта, тыс. м3 или т;
Sпрод – внутренняя расчетная (оптовая) цена транспортируемого продукта для организа%
ций ОАО «Газпром», руб./тыс.м3 или руб./т.
Sпрод определяется в соответствии с ежегодно утверждаемыми внутренними расчетными
(оптовыми) ценами на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и
хранению газа для организаций ОАО «Газпром».
Sтм для остальных приобретаемых ТМЦ рекомендуется определять по текущим закупоч%
i
ным ценам с учетом затрат на их транспортировку и упаковку, таможенных пошлин и прочих
сборов. В качестве Мтм для таких ТМЦ рекомендуется принимать среднегодовые объемы их
i
хранения на территориях, попадающих в зону негативного воздействия поражающих факто%
ров аварии.
К.4 Ущерб имуществу других (третьих) лиц, Уим.др.л., руб., рассчитывается по аналогии
с расчетом прямого ущерба эксплуатирующей организации (для юридических лиц), а также
на основании рыночной стоимости принадлежащего физическим лицам имущества.
В общем случае ущерб, связанный с уничтожением (повреждением) имущества других
лиц, определяется по формуле
357
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Уим.др.л = Узд + Уа/д + Ул.и.к + Уж/д + Ус/х ,
(К.14)
где Узд – ущерб, связанный с уничтожением и повреждением зданий и сооружений, руб.;
Уа/д – ущерб при авариях вблизи автодорог, руб.;
Ул.и.к – ущерб, связанный с уничтожением линейных инженерных коммуникаций (ЛЭП,
кабель связи и пр.), руб.;
Уж/д – ущерб имуществу при авариях вблизи железных дорог, руб.;
Ус/х – ущерб, связанный с уничтожением сельхозкультур вблизи ОПО, руб.
К4.1 Ущерб, связанный с уничтожением и повреждением зданий и сооружений.
Ущерб Узд зданиям и сооружениям в общем случае возможен в местах нарушений
СНиП 2.05.06%85* [21] в части минимальных безопасных расстояний (МБР) от ОПО до сто%
ронних промышленных объектов, населенных пунктов (садоводческих товариществ), отдель%
ных строений и определяется по следующим формулам
Узд = Узд%у + Узд%п,
I зд%у
(i )
(i )
⋅ N зд%у
,
∑ Sзд%у
(К.16)
(i)
(i)
(i)
⋅ Sзд%п
⋅ Nзд%п
,
∑ kповр%зд
(К.17)
У зд%у =
У зд%п =
(К.15)
i =1
I зд%п
i =1
где Iзд%у – число видов уничтоженных строений;
Iзд%п – число видов поврежденных строений;
(i)
– сумма затрат на разборку завалов и стоимости строительства нового аналогично%
S зд%у
го здания i%го вида за вычетом износа старого, руб.;
(i)
– стоимость нового аналогичного строения, здания, сооружения i%го вида, руб.;
S зд%п
(i)
N зд%у
– число уничтоженных строений i%го вида (см. 5.10, 6.10, 7.10);
(i)
– число поврежденных строений i%го вида (см. 5.10, 6.10, 7.10);
N зд%п
(i)
– доля стоимости нового аналогичного строения i%го вида, идущая на его ремонт
kповр%зд
(i)
и отражающая степень повреждения строения. Значения kповр%зд
определяются с помощью
соответствующих таблиц и формул из подраздела И.2 приложения И с учетом конкретного
поражающего воздействия .
К4.2 Ущерб, связанный с уничтожением линейных инженерных коммуникаций.
В первую очередь в качестве Ул.и.к следует учитывать ущерб Улэп, связанный с уничто%
жением (как правило, в результате воздействия тепловой радиации от пожара) высоковоль%
тных ЛЭП, как наиболее дорогих сооружений, определяемый по формуле
Улэп = kвосс · (Sоп · Nоп + Sпр Lпр),
358
(К.18)
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
где kвосс =1,2 – коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению ЛЭП;
Sоп – стоимость опоры ЛЭП, руб.;
Nоп – число уничтоженных опор ЛЭП;
Sпр – стоимость 1 погонного метра уничтоженных проводов, руб/п.м.;
Lпр – длина уничтоженных проводов (приравнивается к длине проводов всего аварийного
пролета между опорами ЛЭП), м.
Количество уничтоженных опор и проводов ЛЭП, определяется в соответствии с 5.10, 6.10.
К4.3 Ущерб имуществу при авариях вблизи автодорог,
Ущерб имуществу при авариях вблизи автодорог Уа/д, как правило, может иметь место
на переходах МГ и МКП через автодороги, участках совместного параллельного прохождения
трассы трубопровода и автодороги и рассчитывается по формуле
Уа/д = Sтр · (Nтр%у + Nтр%п · kповр) + kвосс · Sад · Lад,
(К.19)
где Sтр – средняя стоимость одного автотранспортного средства, руб. (допускается принимать
в размере 10 тыс. долларов США в рублевом эквиваленте по текущему курсу ЦБ);
kповр – доля от стоимости транспортного средства Sтр, идущая на ремонт автотранспортного
средства и зависящая от степени его повреждения (определяется в соответствии с 5.10, 6.10);
Sад – стоимость полотна автомобильной дороги, руб./п.м;
Nтр%у – число уничтоженных автотранспортных средств (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
Nтр%п – число поврежденных автотранспортных средств (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
Lад – длина восстанавливаемого полотна дороги (определяется в соответствии с 5.10, 6.10
как длина полотна, попадающая в зону критического воздействия превалирующего поражаю%
щего фактора), м;
kвосс = 1,2 – коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению полотна
автодороги .
К4.4 Ущерб имуществу при авариях вблизи железных дорог
Ущерб имуществу ОАО «Российские железные дороги» Уж/д , как правило, может иметь
место на переходах МГ и МКП через железные дороги и участках параллельного прохождения
трассы МГ (МКП) и железной дороги и рассчитывается по формуле
Уж/д = Sваг · Nваг%у + Nваг%п · kповр + kвосс · (Sж/д.п Lж/д.п+
+ Sи.к · Lи.к) + Sпер.им,
(К.20)
где Sваг – стоимость изготовления нового железнодорожного вагона за вычетом износа рас%
сматриваемого вагона, руб.;
359
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Nваг%у – число уничтоженных железнодорожных вагонов (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
Nваг%п – число поврежденных железнодорожных вагонов (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
kповр – доля стоимости нового железнодорожного вагона, идущая на ремонт рассматрива%
емого вагона и зависящая от степени его повреждения (определяется в соответствии с подраз%
делом И.3 приложения И);
kвосс = 1,1 – коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению полотна
железной дороги;
Sж/д.п – стоимость железнодорожного полотна, руб./п.м;
Lж/д.п – длина разрушенного железнодорожного полотна (определяется в соответствии с
5.10, 6.10 как длина полотна, попадающая в зону критического воздействия превалирующего
поражающего фактора), м;
Sи.к – стоимость инженерных коммуникаций вдоль железной дороги (линии связи, элек%
троконтактные сети, линейные опоры), руб./п.м;
Lи.к – длина разрушенных коммуникаций вдоль железной дороги (линии связи, электро%
контактные сети, линейные опоры), м (определяется в соответствии с 5.10, 6.10);
Sпер.им – стоимость перевозимого имущества в уничтоженных вагонах (допускается при%
нимать в размере 50 % от стоимости вагона), руб.
К4.5 Ущерб, связанный с уничтожением сельхозкультур Усх , обусловленный термиче%
ским воздействием на сельхозкультуры от возникающего в результате аварии пожара, опреде%
ляется исходя из средней за последние 5 лет урожайности сельхозкультуры в данном регионе
(в качестве базовых сельхозкультур можно принимать зерновые) и закупочных цен, действую%
щих в регионе, по формуле
Усх = Sс/х%у · (Сc/к · Рга + Своздел),
(К.21)
где Sс/х%у – площадь уничтоженных сельхозугодий (определяется в соответствии с 5.10, 6.10), га;
Сc/к – местная закупочная цена сельхозкультуры, руб./т;
Рга – урожайность сельхозкультуры в данном регионе, т/га;
Своздел – затраты на возделывание 1 га сельскохозяйственной культуры, руб./га.
К.5 Затраты на локализацию аварии, ликвидацию последствий и расследование ава%
рии, Ул.а, рассчитывают по формуле
Ул.а = Ул +Ур,
(К.22)
где Ул – расходы, связанные с локализацией аварии и ликвидацией ее последствий, руб.;
Ур – расходы на расследование аварии, руб.
360
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
При отсутствии информации о значениях Ул ,Ур значение Ул.а допускается принимать
в размере 10 % от стоимости прямого (имущественного) ущерба производству и третьим
лицам
Ул.а = 0,1 · (Упр + Уим.др.л).
(К.23)
К.6 Расчет экологического ущерба
Под экологическим ущербом в настоящем стандарте понимается вред, нанесенный
компонентам природной среды в результате аварии на ОПО ГТО, который исчисляется в
денежном эквиваленте в форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией
за причинение указанного вреда (т.е. за нарушение ею законодательства в сфере природополь%
зования, обусловленное причинением вреда компонентам природной среды).
Экологический ущерб, Уэкол, руб., рассчитывается по следующей формуле
Уэкол = Kатм + Kлес.ф + Кводн + Kпочв,
(К.24)
где Kатм – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного
воздуха, руб.;
Kлес.ф – компенсационные выплаты за ущерб лесному фонду и не входящим в лесной
фонд лесам, руб.;
Кводн – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением водных ресурсов,
руб.;
Kпочв – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением почвы или нару%
шением продуктивных характеристик почвы, руб.
В зависимости от типа ОПО, на котором происходит авария, вклад каждой составляю%
щей будет различен. При расчете Уэкол в рамках анализа риска для ОПО ГТО достаточно учи%
тывать только основные составляющие ущерба (с наибольшими вкладами в величину убыт%
ков) в соответствии с таблицей К.1 (приложение К).
Та б л и ц а К . 1 – Учитываемые расчетные составляющие Уэкол для разных типов ОПО ГТО
Тип ОПО ГТО
Kатм
Кводн
Kлес.ф
Kпочв
+
+
+
+
ЛЧ МГ
+
ЛЧ МКП
+
КС, ГРС и АГНКС
+
+
НС МКП
+
+
ПХГ
+
+
+
П р и м е ч а н и е – Ущерб сельхозкультурам отнесен к разряду ущербов имуществу третьих лиц
(см. подраздел К.4 приложения К).
361
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
При оценке экологического ущерба, причиненного аварией, следует руководствовать%
ся требованиями действующего в Российской Федерации законодательства и нормативных
документов, в том числе, отраслевых, в сфере природопользования и охраны окружающей
среды.
К.6.1 Расчет ущерба, связанного с загрязнением атмосферного воздуха
Расчет компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного
воздуха вследствие выбросов природного газа, продуктов его сгорания и иных загрязняющих
веществ при авариях на ОПО ГТО, производится в соответствии с постановлениями Прави%
тельства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 и от 12.06.2003 г. № 344 [31, 32] и
«Инструктивно%методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей
природной среды» [33].
Компенсационные выплаты рассчитываются как плата за сверхлимитный выброс
загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента, равного 5, по формуле
Катм = ∑i 5 · mi · Ni · Kэк · Kинф · Кохр,
(К.25)
где mi – масса выбросов i–го загрязняющего вещества, т;
Ni – базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества в пределах уста%
новленных лимитов сбросов, руб./т;
Kэк. – коэффициент экологической значимости;
Kинф. – коэффициент, учитывающий инфляцию в соответствии с федеральным законом о
федеральном бюджете на соответствующий год;
Кохр – коэффициент для особо охраняемых природных территорий, в том числе, лечебно%оз%
доровительных местностей и курортов, а также для районов Крайнего Севера и приравненных к
ним местностей, Байкальской природной территории и зон экологического бедствия, равный 2.
Масса природного газа или конденсата, выброшенного в результате аварии, рассчиты%
вается в соответствии с 5.7, 6.7, 7.7 .
Наибольшие компенсационные выплаты за ущерб атмосфере имеют место при возго%
рании выброшенных из аварийного технологического оборудования углеводородов, так как
при их горении в условиях недостатка кислорода образуются вредные химические соединения
(СО, NO, NO2, сажа), представляющие большую опасность для экологии и обусловливающие
более высокий размер платы за выброс в атмосферу.
В расчетах следует принимать, что из одной тонны сгоревшего природного газа в сред%
нем образуются следующие количества загрязняющих веществ:
% несгоревший метан – 0,015 т;
% оксид углерода – 0,057 т;
362
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% оксид азота (NO) – 0,00013 т;
% диоксид азота (NO2) – 0,0008 т;
% сажа – 0,03 т.
Для определения количества продуктов сгорания для конденсата рекомендуется
использовать методики [34, 35] и ВРД 39%1.13%034%2004 [36].
Базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества, Ni и коэффициент
экологической значимости Kэк. определяются в соответствии с Постановлением Правитель%
ства «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стацио%
нарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и
подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» [32].
К.6.2 Расчет ущерба, связанного с воздействием тепловой радиации от пожара на леса.
Расчет размера ущерба лесам при авариях на МГ и МКП производится в соответствии
с Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.05.2007 г. № 273 [37] и выпол%
няется по формуле
Kлес.ф = К1 · К2 · К3 · К4 · V · Sлес%у · Слес,
(К.26)
где К1 – коэффициент, учитывающий вид нарушения лесного законодательства (для случая
«уничтожение или повреждение до степени прекращения роста деревьев» К1 = 50);
К2 – повышающий коэффициент, зависящий от времени года (в период с декабря по
январь – 2; в остальные месяцы – 1);
К3 – повышающий коэффициент для ставок платы за единицу объема древесины лесных
насаждений (утверждается ежегодно в соответствии с Федеральным законом от 24.07.2007 г.
№ 198%ФЗ [38]);
К4 – повышающий коэффициент, учитывающий категорию лесного массива (устанавливается в
соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.05.2007 г. № 273 [37]);
V – корневой запас древесины на 1 га, м3/га;
Sлес%у – площадь уничтоженного лесного массива, попадающего в зону теплового воздей%
ствия, ограниченную изолинией теплового потока 7 кВт/м2 на конец первой минуты после
начала пожара, га, рассчитывается в соответствии с 5.10.13;
Слес – ставка платы за единицу объема лесных ресурсов, руб. (устанавливается в соответ%
ствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.05.2007 г. № 310 [39]).
К.6.3 Расчет ущерба, связанный с загрязнением водных объектов от аварии на МКП.
Расчет компенсационных выплат за ущерб водным объектам выполняется в соответ%
ствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 и от
12.06.2003 г. № 344 [31, 32].
363
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Компенсационные выплаты рассчитывают как плата за сверхлимитный выброс загряз%
няющих веществ с применением повышающего коэффициента, равного 5. Расчет выплат
выполняется по формуле
Кводн =5 · ∑i Слi вод · Мi вод · Кэ.вод · Кохр · Kинф,
(К.27)
где Слi вод – норматив платы за сброс одной тонны i%го загрязняющего вещества в пределах
установленных лимитов сбросов, руб./т;
Мi вод – масса сброса i%го загрязняющего вещества, т;
Кэ.вод – коэффициент экологической ситуации и экологической значимости поверхност%
ного водного объекта;
Кохр – коэффициент для особо охраняемых природных территорий, в том числе лечебно%
оздоровительных местностей и курортов, а также для районов Крайнего Севера и приравнен%
ных к ним местностей, Байкальской природной территории и зон экологического бедствия,
равный 2.
Kинф – коэффициент, учитывающий инфляцию в соответствии с федеральным законом о
федеральном бюджете на соответствующий год.
Базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества в поверхностные и
подземные водные объекты, Слi вод, и коэффициент экологической значимости, Кэ.вод, опре%
деляется в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от
12.06.2003 г. № 344 [32].
Масса сброса, Мi вод рассчитывается в соответствии с 6.7.
К.6.4 Ущерб, связанный с загрязнением или нарушением продуктивной способности
почвы, Кпочв.
Рекомендуется рассматривать два типовых варианта негативного воздействия на почву:
% загрязнение углеводородами (относится только к авариям на МКП);
% нарушение продуктивных свойств почвы тепловым излучением от пожара.
Расчет компенсационных выплат за ущерб, связанный с негативным воздействием на
почву, производится по формуле
Kпочв = Sпочв%у · hповр%у · ρпочв%у · Спочв%у,
(К.28)
где Sпочв%у – площадь утраченного плодородного слоя почвы, га, определяемая в случае пожа%
ра на МГ или МКП в соответствии с 5.10.16 и 6.10.9, а в случае выброса жидких углеводоро%
дов – в соответствии с 6.10.11 как площадь разлития жидких углеводородов;
hповр%у = 0,20 – глубина утраченного плодородного слоя почвы, м.
ρпочв%у =1,1 – средняя плотность грунта, т/м3;
Спочв%у – рыночная стоимость одной тонны чернозема, руб./т.
364
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Приложение Л
(рекомендуемое)
Идентификация опасностей на подземном резервуаре хранилища природного
газа в отложениях каменной соли
Л.1 Основные опасные составляющие подземного резервуара
Подземный резервуар (ПР) в отложениях каменной соли представляет собой спе%
циально сооружаемую или образовавшуюся при добыче полезных ископаемых горную выра%
ботку, соединенную с дневной поверхностью скважиной или скважинами, которые трубопро%
водами связаны с технологическими системами подземного хранилища. ПР – основной тех%
нологический модуль подземного хранилища* углеводородов, выполняющий роль аккумуля%
тора хранимых продуктов.
Общая система ПР в любом исполнении включает следующие потенциально опасные
технологические системы: скважина(ы), выработка%емкость, технологические трубопроводы.
Л.1.1 Скважина
Технологическая система скважины в любом исполнении включает системы: устьевое
оборудование (УО) скважины, ствол скважины.
Устьевое оборудование, кроме функциональных узлов, типичных для большинства
подобных конструкций (корпус, задвижки, краны, контрольно%измерительные приборы,
исполнительные механизмы дистанционного управления и диагностики и др.), содержит кон%
структивные элементы для шарнирного герметичного крепления подвесных колонн, испыты%
вающие значительные механические нагрузки. Разрушение или разгерметизация этих элемен%
тов может привести к разгерметизации устьевого оборудования с последующей аварией.
Ствол скважины включает: крепь, эксплуатационные подвесные колонны; внутри%
скважинное оборудование (ВО); уплотнительные элементы (УЭ).
Крепь скважины состоит из направления, промежуточных обсадных колонн (ПОК),
основной обсадной колонны (ООК) цементных колец, отделяющих их между собой и от гор%
ных пород. Различные варианты крепи – количество и длины колонн, сортамент труб, их
материал, тип соединений, параметры цементных колец выполняются согласно требованиям
к ее прочности и герметичности.
* Оценка
риска технологических систем хранилища, которые принципиально не зависят от его вида и
осуществляют вспомогательные функции – подготовку, транспорт хранимого продукта и другие,
представляет собой самостоятельную задачу, на которую не распространяются рекомендации данного
приложения.
365
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Эксплуатационные колонны (ЭК) представляют собой подвешенные на опорах УО
внутри ООК (иногда на кондукторах) свободно висящие системы труб определенной длины,
с муфтовыми (иногда сварными) соединениями. Количество ЭК зависит от технологических
проектных задач и требований надежности. Высоким требованиям надежности отвечает кон%
струкция ЭК с внешней защитной колонной с ингибитором коррозии между ней и ОК, что
значительно уменьшает вероятность коррозионного разрушения и утечки хранимого продук%
та из ЭК через крепь скважины при их негерметичности.
Внутрискважинное оборудование предназначено для снижения вероятности неупра%
вляемой утечки опасного хранимого вещества за пределы скважины.
Клапан подачи ингибитора служит в системе подачи ингибитора коррозии для предот%
вращения коррозионного разрушения колонн с последующей разгерметизацией.
Клапан%отсекатель – для предотвращения утечки через УО на дневную поверхность и
в атмосферу.
Пакерное уплотнение служит для герметичного разделения коллекторов, предохраняя
утечку опасного вещества за пределы своего коллектора.
Л.1.2 Выработка$емкость
Выработки%емкости создаются в отложениях каменной соли методом подземного
растворения через одну или несколько буровых скважин. Выработки%емкости имеют форму,
близкую к телу вращения вокруг вертикальной оси (вертикальные, создаваемые через одну
скважину), или подобные тоннелю (горизонтальные, создаваемые через одну или несколько
скважин). Выработки%емкости в каменной соли эксплуатируются без крепления.
Выработка%емкость характеризуется глубиной заложения, вместимостью, высотой,
максимальным горизонтальным размером (пролетом). Устойчивость выработки%емкости
определяется следующим:
% прочностными свойствами горных пород, вмещающих выработку;
% горным давлением;
% противодавлением хранимого продукта;
% величиной пролета выработки;
% формой выработки.
Противодавление (буферное давление) хранимого продукта определяется способом
эксплуатации подземного хранилища.
Рассольный способ эксплуатации состоит во взаимозамещении хранимого продукта и
рассола. При этом противодавление в выработке%емкости практически постоянно и равно
давлению столба рассола. Рассольный способ эксплуатации применяется, в основном, при
366
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
хранении жидких нефтепродуктов и сжиженных газов. При хранении продуктов газа рассоль%
ная схема применяется, например, когда осуществляется увеличение вместимости выработ%
ки%емкости в процессе эксплуатации.
Безрассольный способ эксплуатации, в зависимости от типа хранимого продукта,
состоит в следующем. При хранении сжатых газов подземный резервуар действует как сухой
газгольдер, давление в выработке меняется в пределах от максимального до буферного. При
хранении жидких продуктов вытеснение может производиться сжатым газом. В этом случае
давление в выработке также меняется в пределах от максимального до буферного.
Л.2 Факторы способствующие возникновению и развитию аварий на составляющих
подземного резервуара
Опасность аварий технологических систем ПР определяется двумя группами опасных
факторов:
% факторами, обусловленными физико%химическими свойствами опасных веществ,
заключенных в технологических системах;
% факторами непредвиденного разрушения конструкций технологических систем.
Л.2.1 Опасные вещества в технологических системах подземного резервуара
Физико%химические свойства как хранимого опасного вещества, так и опасных техно%
логических веществ, участвующих в рабочем процессе, в случае разгерметизации соответствую%
щих технологических систем ПР, обусловливают существование пожаро% и взрывоопасности и
экологической опасности. Опасность этих веществ в зависимости от способности создавать в
случае аварии опасные факторы оценивается классами физической и химической опасности.
Опасность источников – веществ, заключенных в технологические системы, опреде%
ляет проектные мероприятия по их защите, отражающиеся в конструкциях систем – носите%
лей источников опасности, систем сигнализации, автоматики, пожаротушения.
Класс опасности и показатели пожаровзрывобезопасности определяют также регла%
мент технологического обслуживания соответствующих систем, в том числе периодичность
визуального контроля, набор контрольно%измерительных приборов, периодичность ремонт%
но%профилактических мероприятий.
Показатели взрыво% и пожароопасности: группа горючести, температура вспышки,
температура воспламенения, температура самовоспламенения, концентрационные пределы
самовоспламенения, условия теплового самовозгорания, минимальная энергия зажигания,
нормальная скорость распространения пламени, скорость выгорания, коэффициент дымооб%
разования и др.
367
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Л.2.3 Факторы, способствующие возникновению разрушений конструкций технологиче$
ских систем подземного резервуара
Роль основных разрушительных процессов (событий), влияющих на параметры риска
ПР, определяется качеством этапов его производственного цикла: проектирования, строи%
тельства, эксплуатации, которые создают на каждом из них номенклатуру характерных фак%
торов риска.
Л.2.3.1. Проектирование
На стадии проектирования основными факторами, способствующими возникновению
аварий, являются:
% несоответствие конструкций и технологических процессов условиям строительства и
эксплуатации, в том числе применение недостаточно апробированных процессов и конструк%
ций;
% применение технологически несовместимых процессов и конструкций;
% ошибки в расчетах конструкций с учетом граничных условий (давление, градиент
нарастания давления, рН%фактор, срок службы и др.) их работы;
% некачественное исполнение проектов и технической документации, в том числе:
а) проявления некорректности в чертёжно%технической документации и в формули%
ровках технических условий, имеющие принципиальное значение (ошибки в размерах, в тех%
нологических параметрах, обозначениях и т.д.);
б) нарушения требований «Единой системы конструкторской документации»;
в) низкий уровень автоматизации процессов;
г) низкий уровень диагностики технического состояния конструкций и параметров
рабочих процессов, в том числе дистанционной диагностики;
д) некачественный уровень сигнализации о неисправности;
е) недостаточное применение систем, предотвращающих ошибки в строительстве и
эксплуатации;
ж) недостаточное применение систем и конструкций заводской сборки;
з) отсутствие полного анализа причин и следствий вероятных отказов;
и) неполное или неясное описание профилактических мероприятий, в том числе в
регламенте технического обслуживания;
к) недоступность для контроля начальной стадии разрушения;
л) недостаточная ремонтопригодность конструкций.
% отсутствие авторского контроля разработчика проекта при строительстве и эксплуа%
тации ПР;
368
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% отсутствие или неэффективная деятельность системы профессиональной переподго%
товки и обучения персонала по новым проблемам проектирования, строительства и эксплуа%
тации, в том числе: по проблемам экологии, надежности, системам АСУПиС, использования
компьютерных систем и др.
Л.2.3.2 Строительство
Строительство подземных хранилищ в отложениях каменной соли представляет потен%
циальную опасность в основном процессом размыва выработки%емкости подземного резер%
вуара, если в нем принимает участие нерастворитель – углеводород, представляющий собой
взрыво% и пожароопасное вещество.
Аварии при строительстве могут быть двух типов: наземные и подземные. Наземная
авария проявляется в разгерметизации устьевого оборудования скважины или насосной
системы, заполненной нерастворителем, выбросе его из системы и распространению по
поверхности (жидкий нерастворитель) или в воздухе (нерастворитель – природный газ).
В качестве аварийных последствий должны рассматриваться: загрязнение почвы и вод,
а также воспламенение разлитого нерастворителя. В результате пожара возможны человече%
ские жертвы, разрушение технологического оборудования, загрязнение окружающей среды
продуктами сгорания, а также аварии на объектах, технологически не связанных с источника%
ми аварии, как на самом хранилище, так и за его пределами.
Подземная авария, вызванная разгерметизацией скважины строящегося резервуара,
проявляется утечкой нерастворителя в заколонное пространство и далее в подземные водные
горизонты или на дневную поверхность и в грунтовые воды. Опасность такой аварии опреде%
ляется загрязнением источников питьевой воды для населения и потерей значительной части
хранимого продукта.
На стадии строительства действуют следующие факторы, способствующие возникно%
вению аварий:
% повреждение труб;
% недоворот в резьбовых соединениях;
% отсутствие изоляционного материала в муфтах;
% некачественный цементаж;
% некачественная установка пакерного уплотнения;
% некачественная установка другого внутрискважинного оборудования;
% некачественные элементы УО;
% некачественная установка элементов УО, применение не регламентируемых матери%
алов и т. п.;
369
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% нарушение проектной геометрии выработки%емкости;
% некачественное проведение испытаний и другие причины;
% нарушения нормативных требований:
а) некомпетентность,
б) неуправляемость,
в) неорганизованность,
г) некачественная поставка.
Л.2.3.3 Эксплуатация
Опасность аварий при эксплуатации определяется классом опасности хранимого
вещества и типом хранилищ. При этом существуют общие виды аварий, оценка риска кото%
рых должна рассматриваться для всех типов подземных хранилищ в солях:
% разгерметизация ПР с выбросом хранимого продукта:
а) на дневную поверхность,
б) в подземные горизонты;
% разгерметизация технологических систем наземного комплекса:
а) хранимого продукта,
б) других технологических систем, содержащих опасные вещества.
При эксплуатации всех типов хранилищ возможны нарушения регламента техническо%
го обслуживания и другие нарушения, связанные с организацией работ:
% низкий уровень диагностики технического состояния конструкций и параметров
рабочих процессов, в том числе дистанционной диагностики;
% некачественный уровень сигнализации о неисправности;
% отсутствие полного анализа причин и следствий вероятных отказов;
% неполное проведение профилактических мероприятий по регламенту технического
обслуживания;
% недоступность для контроля начальной стадии разрушения;
% неэффективная деятельность системы профессиональной переподготовки и обуче%
ния персонала.
На стадии эксплуатации номенклатура действующих факторов риска различается в
зависимости от назначения ПР и способа перекачки в нем хранимого продукта: с подвесны%
ми колоннами или без подвесных колонн.
1.3.3.1. С подвесными колоннами.
Действуют факторы риска:
% сверхнормативная скорость потока (рассола);
370
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
% нарушение концентрации рассола;
% закупорка подвесных колонн;
% нарушения параметров хранимого продукта:
а) по давлению;
б) по скорости;
в) по температуре;
г) абразивный износ и другие причины.
1.3.3.2. Без подвесных колонн:
% сверхнормативное давление;
% сверхнормативная скорость;
% сверхнормативная температура.
Л.3 Возможные инциденты, аварии и их причины
Авария на ПР представляет собой разгерметизацию подземного резервуара с утечкой
(выбросом продукта).
Наиболее тяжелые последствия связаны с выбросом хранимого продукта на поверх%
ность при разрушении устьевого оборудования, так как с ним по известным прецедентам
чаще всего связаны самые опасные события (взрыв, пожар, травматизм) и, как следствие,
наибольший ущерб.
Причинами такой аварии могут быть:
% образование трещины в устьевой обвязке, приводящее к ее разгерметизации;
% неправильные действия персонала при проведении технологических операций,
ремонтных и геофизических работ;
% наезд транспорта;
% преднамеренные действия третьих лиц;
% природные катастрофы.
Повреждение может выражаться в образовании трещин и других дефектов, нарушении
герметичности уплотнений и т. п., что потребует отклонения от нормального режима работы
и проведения ремонта.
Разгерметизация скважины возникает в результате разрушения обсадной колонны и
цементного кольца. Следует отметить, что по истечению определенного промежутка времени
цементное кольцо практически на всех скважинах теряет герметичность. Поэтому можно счи%
тать, что герметичность скважины будет полностью зависеть от герметичности обсадной
колонны труб. В результате реализации одного из исходных событий происходит попадание
продукта в породный массив. При соответствующих геологических условиях продукт может
371
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
попасть в водоносные горизонты или на поверхность. Возможно перекрытие живого сечения
скважины с выводом резервуара из строя.
В качестве первичного инцидента чаще всего происходят:
Смятие обсадной колонны.
Причины аварии:
% тектонические явления и смятие колонны пластичными породами;
% ошибки в проектировании при выборе сортамента труб;
% ошибки в предпроектной подготовке;
% ошибки в эксплуатации;
% случайная несогласованность при комплектации или строительстве и т. д.
Перекрытие открытого ствола скважины.
Причины аварии:
% полное вытеснение продукта из резервуара неконцентрированным рассолом, вслед%
ствие чего происходит подрастворение стенок открытого ствола и обрушение пород со стенок
скважины.
Тектонические явления
Текучесть пластичных пород в окрестности скважины.
Разрушение выработки%емкости.
Причины аварии:
% тектонические явления;
% снижение давления в резервуаре ниже предельного.
372
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
Библиография
[1]
Федеральный закон от 21.07.1997 г. № 116%ФЗ «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов»
[2]
Руководящий документ
Порядок оформления декларации промышленной
Ростехнадзора РД 03%14%2005
безопасности опасных производственных объектов и
перечень включаемых в нее сведений
[3]
Ведомственный руководящий
Инструкция по техническому расследованию и учету
документ ОАО «Газпром»
аварий и инцидентов на опасных производственных
ВРД 39%1.2%054%2002
объектах ОАО «Газпром», подконтрольных
Госгортехнадзору России
[4]
Руководящий документ
Методические указания по проведению анализа
Госгортехнадзора России
риска опасных производственных объектов
РД 03%418%01
[5]
Руководящий документ
Порядок уведомления и представления территори%
Госгортехнадзора России
альным органам Госгортехнадзора информации об
РД%08%204%98
авариях, аварийных утечках и опасных условиях
эксплуатации объектов магистрального трубопровод%
ного транспорта газов и опасных жидкостей
[6]
Федеральный закон от 21.12.1994 г. № 68%ФЗ «О защите населения и территорий от
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»
[7]
Свод правил МЧС России
Порядок разработки и состав раздела «Инженерно%
СП 11%107%98
технические мероприятия гражданской обороны.
Мероприятия по предупреждению чрезвычайных
ситуаций» проектов строительства
[8]
Декларация Российского научного общества анализа риска «О предельно допустимых
уровнях риска» // Проблемы анализа риска. – 2006. – Том 3. – № 2
[9]
Э. Дж. Хенли, Х. Кумамото. «Надежность технических систем и оценка риска». – М.:
Машиностроение, 1984
[10] AIChE/CCPS (1992). Guidelines for hazard evaluation procedures (2%nd ed.). Center for
Chemical Process Safety. American institute of chemical engineers. New York
[11] Рекомендации по учету влияния технико%технологических, природно%климатических и
других факторов при прогнозировании аварийности на МГ ОАО «Газпром»
(утверждены ОАО «Газпром» 27.03.2007 г.)
373
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
[12] Поляков В.Н. Обоснование существования масштабного эффекта при разрушении
магистральных трубопроводов // Газовая промышленность. – 1993. – № 3. – С. 20–23
[13] Поляков В.Н. Влияние диаметра трубопроводов на характеристики их долговечности //
Газовая промышленность. – 1993. – № 12. – С. 21–23
[14] Демченко В.Г., Демченко Г.В. Энергетическая оценка длины разрушения газопровода //
Газовая промышленность. – 1999. – № 12. – С. 11–13
[15] Поляков В.Н., Колобанова А.Е., Минеев В.Н. Масштабный эффект при разрушении
газопроводов // Строительство трубопроводов. – 1992. – № 10. – С. 36–38
[16] Максименко А.Ф., Клименко Е.Т., Стативко В.Л., Халлыев Н.Х. Определение зоны
безопасности при разрыве газопровода // Газовая промышленность. – 2001. – № 2. –
С. 38–39
[17] Нагорный В., Поляковский В.А., Белинский И.В. Влияние взрыва подземного
трубопровода на окружающую среду // Газовая промышленность. – 2001. – № 4. – С. 67
[18] Methods for the Calculation of Physical Effects. – TNO, CPR 14E, Commitree for the
Prevention of Disasters, Second Edition., Voorburg, 1991
[19] Едигаров А.С., Сулейманов В.А. Математическое моделирование аварийного
истечения и рассеивания природного газа при разрыве газопровода //Математическое
моделирование. – 1995. – т. 7. – № 4. – С. 37–52
[20] Методика оценки последствий лесных пожаров (введена в действие указанием МЧС
России от 14.04.1995 г. № 194). – М.: ВНИИ ГОЧС – 1995
[21] Строительные нормы и правила Магистральные трубопроводы
СНиП 2.05.06%85*
[22] Руководящий документ
Методические рекомендации по составлению
Госгортехнадзора России
декларации промышленной безопасности опасного
РД 03%357%00
производственного объекта
[23] Performance of European cross%country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages
in 2005 and since 1971. Prepared by the CONCAWE Oil Pipelines Management Group's
Special Task Force on oil pipeline spillages (OP/STF%1). Brussel, May 2007
[24] Моделирование аварийных ситуаций на опасных производственных объектах.
Программный комплекс ТОКСИ+ (версия 3.0) // Сборник документов. Серия 27.
Выпуск 5. – М.: ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», 2006
374
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
[25] Свойства вредных и опасных веществ, обращающихся в нефтегазовом комплексе /
Cправочник. – Воронеж: ДОАО «Газпроектинжиниринг», 2005
[26] Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Воеводин А.Ф., Каниболотский М.А. Неизотермическое
течение газа в трубах. – Новосибирск: Наука, 1978. – 127 с
[27] Сулейманов В.А. Расчет нестационарных режимов эксплуатации газопроводов // Изв.
АН СССР. Сер.: «Энергетика и транспорт». – 1987. – Т. 25. – № 1. – С. 134–142
[28] Едигаров А.С. Прогнозирование зон воздействия при авариях на объектах газовой
промышленности
методами
математического
моделирования
нестационарных
термогазодинамических и массообменных процессов: Дис. докт. техн. наук. 05.15.13. М.,
1996. 432 с.
[29] Мишуев А.В., Комаров А.А. I – Определение динамических нагрузок при внутренних
аварийных взрывах на объектах газовой промышленности. II – Прогнозирование
последствий внутренних аварийных взрывов на объектах газовой промышленности//
Методологические аспекты оценки техногенных и природных рисков: Тр.ВНИИГАЗа –
М., 1999. – C. 300–312
[30] Декларация Российского научного общества анализа риска «Об экономической оценке
жизни среднестатистического человека» // Проблемы анализа риска. – 2007. – Том 4. – № 2
[31] Постановление Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 «Об
утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение
окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного
воздействия»
[32] Постановление Правительства Российской Федерации от 12.06.2003 г. № 344
«О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ
стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в
поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и
потребления»
[33] Инструктивно%методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей
природной среды (утверждены Министерством охраны окружающей среды и природных
ресурсов Российской Федерации 26.01.1993 г., согласованы с Министерством финансов
Российской Федерации 25.01.1993 г., Министерством экономики Российской
Федерации 20.01.1993 г.
375
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
[34]
Методика расчета выбросов от источников горения при разливе нефти и
нефтепродуктов (утверждена приказом Государственного комитета Российской
Федерации по охране окружающей среды от 05.03.1997 г. № 90)
[35]
Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при свободном горении
нефти и нефтепродуктов. – Самара: Самарский областной комитет охраны
окружающей среды и природных ресурсов РФ, 1996. – 15 с.
[36]
[37]
Ведомственный руководящий
Методика расчета параметров выбросов и валовых
документ ОАО «Газпром»
выбросов вредных веществ от факельных
ВРД 39%1.13%034%2004
установок сжигания углеводородных смесей
Постановление Правительства Российской Федерации от 08.05.2007 г. № 273 «Об
исчислении размера вреда, причиненного лесам вследствие нарушения лесного
законодательства»
[38]
Федеральный закон от 24.07.2007 г. № 198%ФЗ «О федеральном бюджете на 2008 год и
на плановый период 2009 и 2010 годов»
[39]
Постановление Правительства Российской Федерации от 22.05.2007 г. № 310
«О ставках платы за единицу объема лесных ресурсов и ставках платы за единицу
площади лесного участка, находящегося в федеральной собственности»
[40]
Свод правил МЧС России
Порядок учета инженерно%технических
СП 11%113%2002
мероприятий гражданской обороны и
мероприятий по предупреждению чрезвычайных
ситуаций при составлении ходатайства
о намерениях инвестирования в строительство
и обоснований инвестиций в строительство
предприятий, зданий
[41]
Строительные нормы и правила
Автомобильные дороги
СНиП 2.05.02%85*
[42]
Строительные нормы и правила
Нормы продолжительности строительства и
СНиП 1.04.03%85
задела в строительстве предприятий, зданий и
сооружений
376
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
ОКС 13.200
Ключевые
слова:
методические
указания,
опасный
производственный
объект,
ОАО «Газпром», анализ риска, газотранспортное предприятие
377
Корректура Е.Д. Толкачевой
Компьютерная верстка П.В. Чувикова
Подписано в печать 12.10.2009 г.
Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 100 экз.
Уч.%изд. л. 35,6. Заказ 804.
ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2.
Тел.: (499) 580%47%42, (499) 580%47%43.
Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»