оао «русгидро - Саяно-Шушенский филиал СФУ

Приложение
к приказу ОАО «РусГидро»
от 22.08.2012 №771
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ФЕДЕРАЛЬНАЯ ГИДРОГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ-РУСГИДРО»
(ОАО «РУСГИДРО»)
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ АНАЛИЗА
СЦЕНАРИЕВ И РИСКОВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
АВАРИЙНЫХ И КАТАСТРОФИЧЕСКИХ СИТУАЦИЙ
НА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И РАЗРАБОТКИ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
И ЛИКВИДАЦИИ
СТО РусГидро 03.02.64-2012
Издание официальное
Москва 2012
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации
установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002г. № 184-ФЗ «О
техническом регулировании», а общие положения при разработке и
применении стандарта организации – ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в
Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».
Сведения о стандарте
1. РАЗРАБОТАН
НП «Гидроэнергетика России», Учреждением
Российской академии наук – Межведомственным
центром аналитических исследований в области
физики, химии и биологии при президиуме РАН
(МЦАИ РАН).
2. ВНЕСЁН
Департаментом стандартизации и ресурсного
нормирования ОАО «РусГидро» в соответствии с
рекомендацией Рабочей группы по техническому
регулированию ОАО «РусГидро» (протокол от
23.06.2011г. № 39)
3. ПРИНЯТ И ВВЕДЁН Приказом ОАО «РусГидро» от 22.08.2012 №771
В ДЕЙСТВИЕ
4. ВВЕДЁН ВПЕРВЫЕ
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен,
тиражирован и распространен в качестве официального издания без
разрешения ОАО «РусГидро»
© ОАО «РусГидро», 2012
II
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Введение
Стандарт организации ОАО «РусГидро» «Основные положения
анализа сценариев и рисков возникновения аварийных и катастрофических
ситуаций на гидроэлектростанциях и разработки мероприятий по их
предупреждению и ликвидации» (далее – Стандарт) разработан в
соответствии с требованиями федерального закона от 27.12.2002 № 184-ФЗ
«О техническом регулировании».
Стандарт предназначен для применения при оценке риска возможных
тяжелых аварий и катастроф, как завершающей стадии в цепочке опасных
явлений «повреждения-отказы-аварии» гидроэлектростанций (ГЭС) и
гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), в целях обеспечения
максимальной безопасности ГЭС и ГАЭС (далее – ГЭС) и минимизации
ущерба от аварий и катастроф на этих объектах.
Необходимость разработки Стандарта вызвана отсутствием и
недостаточностью отечественного и зарубежного правового и нормативнотехнического регулирования и управления рисками наиболее тяжёлых
аварийных и катастрофических ситуаций на ГЭС, влияющих на риски в
гидроэнергетике и электроэнергетике регионов и страны в целом, и
необходимостью приведения существующих в гидроэнергетике, в том числе
в ОАО «РусГидро», нормативных документов в соответствие с создаваемой
новой современной системой правовых отношений в этой области.
Стандарт входит в группу стандартов «Методы исследований,
испытаний, измерений и оценки соответствия» (по классификатору,
принятому ОАО «РусГидро») и регулирует названные выше требования с
учётом требований в этой области, изложенных в стандартах организации
СТО 70238424.27.140.026-2009
«Гидроэлектростанции.
Оценка
и
прогнозирование рисков возникновения аварий гидротехнических
сооружений. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.001-2006
«Методики оценки технического состояния основного оборудования
гидроэлектростанций»,
СТО 17330282.27.140.011-2008
«Гидроэлектростанции. Условия создания. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.0152008 «Гидроэлектростанции. Организация эксплуатации и технического
обслуживания. Нормы и требования», СТО ОАО «РусГидро» «Планирование
технического перевооружения и реконструкции оборудования. Расчет
варианта технического воздействия. Гидротурбины. Гидрогенераторы.
Трансформаторы. Сороудерживающие решетки. Затворы».
Применение Стандарта совместно с другими стандартами организации,
применяемыми в ОАО «РусГидро», позволит обеспечить выполнение
обязательных требований, установленных законодательством в области
безопасной эксплуатации гидроэлектростанций, повысить защищённость
крупных ГЭС как стратегически важных объектов от аварий и катастроф с
крупными экономическими ущербами.
III
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Содержание
1
2
3
4
5
6
7
Область применения ……………………………………………..
Нормативные ссылки …………………………………………….
Термины и определения ………………………………………....
Обозначения и сокращения ……………………………………...
Общие положения ……………………………..………………....
5.1 Задачи и порядок проведения анализа сценариев и рисков
аварий и катастроф …...………………………………………
5.2 Актуализация и оценка эффективности мероприятий по
предупреждению катастроф на ГЭС и ликвидации их
последствий …………………………………………………..
5.3 Общие требования к информации о рисках катастроф на
ГЭС и мероприятиях по их предупреждению …………......
5.4 Общие требования к информации о состоянии основного
оборудования ГЭС с позиций оценки его безопасности и
надёжности и рисков катастроф………..…………………....
5.5 Общие требования к исполнителям (экспертам) анализа
рисков аварий и катастроф …………………………………..
5.6 Общие требования к используемым методам анализа рисков
аварий и катастроф ……………………......................
5.7 Общие требования к организации мероприятий по
предупреждению аварий и катастроф и ликвидации их
последствий …………………………………………………..
Планирование и организация работ по проведению анализа риска
аварий и катастроф на ГЭС…………………………........
6.1 Формирование перечня объектов (составляющих
элементов), подлежащих анализу риска аварий …………...
6.2 Требования к источникам информации о состоянии
объектов ………………………………………………………
6.3 Требования к используемым методам анализа риска аварий
и катастроф …………………………………………..
6.4 Требования к организации процесса анализа риска аварий и
катастроф …………………………………………………...
Идентификация опасностей аварий и катастроф.........................
7.1 Требования к идентификации опасностей аварий и
катастроф …………………………………………………..…
7.2 Формирование реестра (классификатора) рисков аварий и
катастроф (с учётом их причин), формат реестра рисков …
7.3 Формирование перечня сценариев возможных аварий и
катастроф, условий возникновения и развития событий ….
7.4 Разработка критериев качественной оценки рисков аварий и
катастроф …………………………………………………...
1
2
5
9
11
11
16
19
27
34
35
37
38
38
39
40
41
41
41
46
46
49
IV
CТО РусГидро 03.02.64-2012
8
9
7.5 Определение требований к ключевым показателям рисков
аварий и катастроф на основе нормативных критериев
допустимого риска …………………….……………………..
7.6 Требования к процессу мониторинга рисков по сценариям
(возникновения и развития) наступления аварийных и
катастрофических ситуаций …………………………………
7.7 Разработка принципов (алгоритмов) действий при
обнаружении фактических отклонений от допустимого
уровня опасных событий, аварий и катастроф …………..…
7.8 Основные требования к формату, конфигурации и
параметрам информационной базы сценариев катастроф,
аварий и отказов …..………………………….………………
Количественная оценка риска аварий, ранжирование аварий по
уровню риска..............................................................................
8.1 Оценка вероятности (среднегодовой частоты) аварий и
катастроф ……………………………………………………..
8.2 Оценка ущербов от аварий и катастроф и требования к
исполнителям …………………………………………………
8.3 Оценка риска аварий на основе нормативных критериев
допустимого риска для различных рисков в соответствии с
классификатором ……………………………………………..
8.4 Ранжирование аварий и катастроф по уровню риска в
соответствии с классификатором рисков и определение
сценариев рисков ……………………………………………..
8.5 Определение существующих инструментов управления и
мониторинга уровня риска аварий и катастроф и требований
к этим инструментам ……………….…………..
8.6 Прогнозирование рисков аварий и катастроф с учётом выбора
методов управления …………………………………
Разработка организационных и технических мероприятий по
управлению рисками аварий гидроэлектростанций....................
9.1 Определение принципов формирования перечня мероприятий
по управлению рисками аварий и катастроф .
9.2 Общие требования к исполнителям процесса выбора
мероприятий по управлению рисками ……………………...
9.3 Определение подходов к оценке степени влияния
реализуемых мероприятий на уровень риска аварий и
катастроф ……………………………………………………..
9.4 Разработка критериев выбора технических мер для
уменьшения вероятности возникновения аварийных
ситуаций, их предупреждения, ликвидации последствий
возможных аварий ………………………………...…………
50
51
52
54
56
56
58
59
61
62
66
67
67
69
69
70
V
CТО РусГидро 03.02.64-2012
10
11
12
13
9.5 Разработка критериев выбора организационных мер для
уменьшения вероятности возникновения аварийных
ситуаций……………………………………………………….
9.6 Разработка типового перечня организационно-технических
мероприятий для уменьшения вероятности возникновения
аварийных и катастрофических ситуаций, их
предупреждения и ликвидации последствий возможных
аварий ……………………………………………………...….
9.7 Разработка типовых форм документов, используемых при
разработке и контроле организационно-технических
мероприятий ………………………………………………….
9.8 Формирование предложений по изменению действующих
корпоративных документов в части планирования и
реализации производственных программ Общества ……....
Методы анализа, оценки и прогнозирования риска аварий и
катастроф на ГЭС ...........................................................................
10.1 Основные положения ……………………………………….
10.2 Оценки опасностей аварий и катастроф на ГЭС..................
10.3 Количественные методы анализа и оценки риска аварий и
катастроф на ГЭС …………………………………………...
10.4 Анализ неопределённостей результатов оценки рисков….
10.5 Методы оценки параметров территории (зоны) аварийного
воздействия ……………………………..……..
10.6 Методы расчётов основных составляющих ущерба от аварий
и катастроф на ГЭС в денежном выражении ……..
Особенности анализа, оценки и прогнозирования риска аварий и
катастроф на ГЭС на разных стадиях жизненного цикла .......
11.1 Анализ, оценка и прогнозирование рисков аварий и
катастроф на ГЭС для различных стадий жизненного цикла
…………………………………………………………
11.2 Стадия изысканий и проектирования ……………….........
11.3 Стадия строительства и ввода в эксплуатацию …………..
11.4 Стадия эксплуатации ………………………………………..
11.5 Стадия вывода из эксплуатации ……………………………
Оценка эффективности мер управления риском аварий и
катастроф на ГЭС ........................………………………………...
Оформление результатов анализа, оценки и прогнозирования
риска аварий и катастроф на ГЭС ........................……………....
13.1 Подготовка первой исходной информации ……………….
13.2 Анализ рисков аварий и катастроф ………………………...
13.3 Прогнозирование риска аварий и катастроф ……………...
13.4 Представление анализа, оценки и прогноза рисков …........
70
71
71
72
73
73
74
76
91
92
93
95
95
98
100
101
102
103
104
104
105
105
106
VI
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Требования, обеспечивающие безопасность ГЭСна основе
анализа, оценки и прогнозирования риска аварий и катастроф
107
15 Требования к качеству ……………………………………….......
109
16 Процедуры и порядок анализа рисков катастроф и аварий на ГЭС
и разработка мероприятий по их предупреждению и ликвидации
………………………………………………………..
111
16.1 Оценка рисков катастроф и аварий ………………………...
111
16.2 Расчётное и экспериментальное определение вероятностных
параметров рисков катастроф ……………
117
16.3 Расчётное определение параметров повреждений, аварий и
катастроф в период жизненного цикла ГЭС имитационными
методами ………………… ……………...
120
16.4 Управление рисками катастроф и аварий …………………
127
16.5 Сводный анализ интегральных рисков и эффективности
управления рисками функционирования компании ……...
132
Приложение А (рекомендуемое). Методика анализа риска аварий при
достаточном информационном обеспечении .…
134
Приложение Б (рекомендуемое). Методика анализа риска аварий при
слабом информационном обеспечении ………..
140
Приложение В (рекомендуемое). Методы экспертных оценок риска
аварий …………………………………………………
142
Приложение Г (рекомендуемое). Примерная структура отчёта о
результатах анализа риска аварий …………………..
144
Приложение Д (рекомендуемое). Методика оценки эффективности мер
управления риском аварий и катастроф
гидроэлектростанций…………………………………
146
Приложение Е (рекомендуемое). Шаблон реестра рисков………….
150
Приложение Ж (рекомендуемое) Примеры возможного развития
аварий на ГЭС, инициируемых событиями на
технологическом оборудовании……………………
151
Библиография..........................................................................................
161
14
VII
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Стандарт организации ОАО «РусГидро»
Основные положения анализа сценариев и рисков
возникновения аварийных и катастрофических ситуаций на
гидроэлектростанциях и разработки мероприятий по их
предупреждению и ликвидации
Дата введения 22.08.2012
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт организации (далее – Стандарт) является
нормативным документом ОАО «РусГидро», устанавливающим требования к
анализу сценариев и количественной оценке рисков возникновения и
развития катастроф на ГЭС и ГАЭС (далее – ГЭС), направленные на
обеспечение безопасности по критериям рисков путём снижения вероятности
возникновения аварий и катастроф на ГЭС и минимизации ущерба от них.
1.2 Требования и нормы Стандарта предназначены для применения в
сфере развития правового и нормативно-технического регулирования и
управления рисками тяжёлых аварийных и катастрофических ситуаций в
гидроэнергетике и в электроэнергетике в целом, входящими в систему
рисков функционирования ГЭС, компаний и энергосистем отдельных
регионов и страны в целом с учётом отечественного и зарубежного опыта, а
также для последовательного приведения действующих в ОАО «РусГидро»
нормативных документов в соответствие с требованиями федеральных
законов, технических регламентов, международных соглашений и
конвенций, образующих новую современную систему правовых отношений в
области принятия, применения и использования требований к
производственным объектам, продукции и технологическим процессам
высокой потенциальной опасности, создающим риски катастрофических
ситуаций.
1.3 Требования Стандарта с учётом декомпозиции уровней
потенциальной опасности и рисков гидротехнических и вспомогательных
объектов гидроэнергетики, а также сценариев возникновения и развития
аварий и катастроф распространяются:
на каскады ГЭС;
на ГЭС в целом;
на объекты в составе ГЭС (здания, плотины, каналы,
водоподводящие и водоотводные сооружения, затворы, подъёмные и иные
механизмы, электрические сети);
на основное оборудование ГЭС (гидроагрегаты, гидротурбины,
гидрогенераторы, трансформаторы);
1
CТО РусГидро 03.02.64-2012
на элементы оборудования ГЭС, создающие наиболее высокие
риски аварий и катастроф;
на системы аварийной диагностики и автоматизированной
защиты ГЭС от аварий и катастроф.
Требования и нормы Стандарта могут быть распространены также на
водохранилища и объекты в составе гидроузлов, не являющиеся имуществом
ОАО «РусГидро» (судоходные шлюзы, водозаборные и иные сооружения).
1.4 Стандарт предназначен для применения всеми структурными
подразделениями, в том числе филиалами ОАО «РусГидро».
Дочерние и зависимые общества ОАО «РусГидро» применяют
требования Стандарта после присоединения к нему в установленном
порядке.
1.5 Требования Стандарта обязаны выполнять любые сторонние
организации и физические лица, выполняющие работы (оказывающие
услуги) в области его применения по договорам с ОАО «РусГидро», если эти
организации в установленном порядке присоединились к Стандарту, или
если это обязательство включено в заключаемый между сторонами договор
(контракт).
1.6 Обязательность применения требований и норм Стандарта для всех
поименованных выше субъектов ограничена их деятельностью на объектах,
расположенных в Российской Федерации, владельцами или инвесторами
(застройщиками) которых являются ОАО «РусГидро» и (или) дочерние
зависимые общества ОАО «РусГидро».
1.7 Применение требований Стандарта для целей зарубежной
экономической
деятельности
определяется
соответствующим
международным соглашением.
1.8 При вводе в действие новых законодательных актов, технических
регламентов, нормативных правовых и методических документов,
требования которых отличаются от приведенных в Стандарте, следует
пользоваться вновь введенными требованиями этих документов до внесения
в Стандарт соответствующих изменений.
2 Нормативные ссылки
В Стандарте использованы ссылки на следующие федеральные законы,
законодательные акты, стандарты:
Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 № 74-ФЗ.
Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом
регулировании».
Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».
Федеральный закон от 21.07.97 № 117-ФЗ «О безопасности
гидротехнических сооружений».
Федеральный закон от 21.07.97 № 116-Ф3 «О промышленной
безопасности опасных производственных объектов».
2
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Федеральный закон от 27.07.2010 № 225-ФЗ «Об обязательном
страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за
причинение вреда в результате аварии на опасном объекте».
Федеральный закон от 21.12.94 № 68-ФЗ «О защите населения и
территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного
характера».
Федеральный закон от 01.12.2007 № 315-ФЗ «О саморегулируемых
организациях».
Федеральный закон от 21.07.2011 № 256-ФЗ «О безопасности объектов
топливно-энергетического комплекса».
Федеральный закон от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о
требованиях пожарной безопасности».
Федеральный закон от 30.12.2009 № 384-ФЗ «Технический регламент о
безопасности зданий и сооружений».
Федеральный закон от 27.12.2009 № 347-ФЗ «Технический регламент о
безопасности низковольтного оборудования».
Постановление Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 «Об
утверждении технического регламена о безопасности машин и
оборудования».
Постановление Правительства РФ от 02.10.2009 № 782 «Об
утверждении технического регламена о безопасности лифтов».
Постановление Правительства РФ от 24.02.2010 № 86 «Об
утверждении технического регламена о безопасности оборудования для
работы во взрывоопасных средах».
Постановление Правительства РФ от 12.08.2010 № 623 «Об
утверждении технического регламена о безопасности объектов внутреннего
водного транспорта».
Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 № 87 «О составе
разделов проектной документации и требования к их содержанию».
Постановление Правительства РФ от 06.11.98 № 1303 «Об
утверждении Положения о декларировании безопасности гидротехнических
сооружений».
Постановление Правительства РФ от 21.05.2007 № 304 «О
классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного
характера».
Указ Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537 «О
Стратегии национальной безопасности Российской Федерации до 2020 года».
Указ Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 536 «Об
Основах стратегического планирования в Российской Федерации».
ГОСТ Р 22.10.01-2001 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Оценка ущерба. Термины и определения».
ГОСТ Р 22.0.01-94 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Основные положения».
3
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ГОСТ Р 22.0.06-95 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Источники природных чрезвычайных ситуаций. Поражающие факторы.
Номенклатура параметров поражающих воздействий».
ГОСТ Р 22.0.07-95 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Источники техногенных ситуаций. Классификация и номенклатура
поражающих факторов и их параметров».
ГОСТ Р 22.3.03-94 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Защита
населения. Основные положения».
ГОСТ 27.310-95 «Надежность в технике. Анализ видов, последствий и
критичности отказов. Основные положения».
ГОСТ Р 22.0.05-94 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Техногенные и чрезвычайные ситуации. Термины и определения».
ГОСТ Р 51897-2002 «Менеджмент риска. Термины и определения».
СТО 17330282.27.010.001-2008
Электроэнергетика.
Термины
и
определения.
СТО 17330282.27.140.001-2006 Методики оценки технического
состояния основного оборудования гидроэлектростанций.
СТО 17330282.27.140.002-2008 Гидротехнические сооружения ГЭС и
ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.003-2008 Гидротехнические сооружения ГЭС и
ГАЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и
требования.
СТО 17330282.27.140.005-2008
Гидротурбинные
установки.
Организация эксплуатации и обслуживания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.006-2008
Гидрогенераторы.
Организация
эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.007-2008
Технические
системы
гидроэлектростанций.
Организация
эксплуатации
и
технического
обслуживания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.011-2008
Гидроэлектростанции.
Условия
создания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.022-2008 Здания ГЭС и ГАЭС. Условия создания.
Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.013-2008
Механическое
оборудование
гидротехнических сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.014-2008
Технические
системы
гидроэлектростанций. Условия создания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.015-2008 Гидроэлектростанции. Организация
эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.016-2008 Здания ГЭС и ГАЭС. Организация
эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.
4
CТО РусГидро 03.02.64-2012
СТО 17330282.27.140.017-2008
Механическое
оборудование
гидротехнических сооружений ГЭС. Организация эксплуатации и
технического обслуживания. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.018-2008 Гидротурбинные установки. Условия
поставки. Нормы и требования.
СТО 17330282.27.140.019-2008 Гидрогенераторы. Условия поставки.
Нормы и требования.
СТО 70238424.27.140.026-2009 Гидроэлектростанции. Оценка и
прогнозирование рисков возникновения аварий гидротехнических
сооружений. Нормы и требования.
СТО РусГидро 07.01.66-2011 Порядок расследования и учета аварий и
инцидентов. Нормы и требования.
СТО РусГидро 04.02.67-2011 Гидроэлектростанции. Расчет расходов на
возмещение ущерба, расходов на восстановление, а также упущенной
выгоды от аварий и инцидентов. Методические указания.
П р и м е ч а н и е – при пользовании Стандартом целесообразно проверить
действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования,
стандартов – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по
стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному
указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января
текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным
указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен
(изменен), то при пользовании Стандартом следует руководствоваться замененным
(измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение,
в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В Стандарте приняты понятия в соответствии с Указами Президента
Российской Федерации от 12.05.2009 № 536, от 12.05.2009 № 537,
федеральными законами от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от
21.07.97 № 116-Ф3, термины и определения - по ГОСТ Р 51897,
ГОСТ Р 22.0.05, ГОСТ Р 22.10.01, СТО 17330282.27.010.001-2008, а также
следующие термины с соответствующими определениями:
3.1
авария: Опасное техногенное происшествие, предшествующее
катастрофе, приводящее к частичному или полному разрушению объектов
ГЭС, к нарушению производственного процесса, к угрозе возникновения
аварийного электроэнергетического режима работы энергосистемы, а также к
нанесению ущерба окружающей среде без множественных летальных
исходов.
3.2
аварийная ситуация: Изменения в нормальной работе
сооружений, оборудования, технических и автоматизированных систем ГЭС,
создающие угрозу возникновения аварии.
3.3
анализ риска катастрофы: Процесс идентификации
опасностей и оценки (качественной и/или количественной) частоты
5
CТО РусГидро 03.02.64-2012
(вероятности) и последствий катастрофы для здоровья, жизни людей,
имущества и окружающей природной среды.
3.4
безопасность ГЭС:
Свойство ГЭС, позволяющее
обеспечивать защиту жизни, здоровья и законных интересов людей,
окружающей среды и хозяйственных объектов путем предотвращения
выхода воды под давлением и загрязняющих веществ за установленные
проектом пределы, разрушений, взрывов и пожаров на определенной
территории при постулированных отказах, а также внутренних и внешних
воздействий на сооружения и оборудование, оцениваемых по критериям
рисков.
3.5
безопасность
ГЭС
в
условиях
аварийных
и
катастрофических ситуаций: Состояние защищённости ГЭС от внутренних
и внешних опасностей и угроз, ведущих к возникновению катастроф.
3.6
вероятность возникновения катастрофы: Количественный
параметр, определяющий возможность (частоту, периодичность) во времени
возникновения катастрофической ситуации.
3.7
гидротехнические
сооружения:
Плотины,
здания
гидроэлектростанций, водосбросные, водоспускные и водовыпускные
сооружения, туннели, каналы, насосные станции, а также другие сооружения,
предназначенные для использования водных ресурсов и предотвращения
негативного воздействия вод и рассматриваемые в качестве источников
возникновения аварийных и катастрофических ситуаций.
3.8
гипотетическая
катастрофическая
ситуация:
Исключительно опасное сочетание событий и обстоятельств, выходящие за
рамки возможностей парирования наиболее тяжёлых последствий и ущербов.
3.9
запроектная аварийная ситуация: Предельно опасное
сочетание событий и обстоятельств, вызывающих существенные изменения в
нормальной работе объектов ГЭС, характеризуемое отсутствием защитных
мер и средств (системы безопасности, организационные мероприятия) по
предотвращению возникновения аварии, низкой вероятностью наступления и
значительными масштабами последствий.
3.10
идентификация опасностей катастрофы: Процесс выявления
и признания существования опасностей возникновения катастрофы и
определения характеристик выявленных опасностей.
3.11
катастрофа: Наиболее опасное техногенное происшествие,
повлекшее за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и (или)
разрушение и уничтожение объектов, материальных и природных ценностей
в крупных размерах.
3.12
катастрофическая ситуация: Сравнительно редкое сочетание
условий и обстоятельств, способствующих быстрому переходу аварии в
катастрофу.
3.13
компоненты ГЭС: Крупные составляющие ГЭС, имеющие
свои функции и назначения – гидротехнические сооружения, их основания и
6
CТО РусГидро 03.02.64-2012
примыкания, технологическое оборудование для производства и
транспортировки электроэнергии, системы защиты.
3.14
критический отказ элемента (системы): Опасное нарушение
работоспособного состояния элемента и/или системы, в которую входит
элемент, ведущее к возникновению аварий и катастроф.
3.15
крупная катастрофа: Катастрофа на ГЭС мощностью до
1 ГВт и аварии на компонентах ГЭС мощностью более 1 ГВт регионального
масштаба с гибелью людей, разрушением ГЭС и компонентов ГЭС с
повреждениями объектов природной среды, оцениваемые потерями в сотни
миллионов (108 ÷ 109) рублей.
3.16
ликвидация последствий катастрофических ситуаций:
Комплекс действий, мероприятий и неотложных работ, направленных на
спасение жизней и сохранение здоровья людей, снижение ущерба объектам и
окружающей среде и прекращение воздействий поражающих факторов от
катастроф.
3.17
наиболее тяжёлая катастрофа: Катастрофа национального и
глобального масштаба на каскадах ГЭС с социально-экономическими,
технологическими и природными потерями для страны и сопредельных
государств, оцениваемыми сотнями миллиардов (1011 ÷ 1012) рублей.
3.18
нарушение безопасности ГЭС: Состояния или обстоятельства,
при которых сооружениями и оборудованием ГЭС не выполняются
требования, указанные в определении безопасности ГЭС, и ведущие к
возникновению аварий и катастроф.
3.19
оборудование ГЭС: Компоненты, их элементы, узлы,
трубопроводы, сосуды давления и иные изделия, оборудованные приборами
и системами управления, обеспечивающие выполнение заданных функций
самостоятельно или в составе технических систем и рассматриваемые в
проекте в качестве структурных единиц при выполнении анализов
прочности, ресурса, надёжности, безопасности и рисков аварий и катастроф.
3.20
опасное исходное событие: Единичный отказ в системах
(элементах) ГЭС, внешнее событие или ошибка персонала, которые приводят
к нарушению нормальной эксплуатации и могут привести к нарушению
пределов и/или условий безопасной эксплуатации и возникновению
аварийных и катастрофических ситуаций. Опасное исходное событие
включает все зависимые отказы, являющиеся его следствием и ведущие к
развитию аварий и катастроф.
3.21
опасность катастрофы: Угроза, возможность причинения
вреда здоровью, жизни людей, имуществу и окружающей природной среде
вследствие катастрофы.
3.22
оценка риска катастрофы: Процесс, используемый для
определения частоты (вероятности) и степени тяжести последствий
реализации опасностей катастрофы для здоровья, жизни людей, имущества и
окружающей природной среды; оценка риска катастрофы включает оценку
7
CТО РусГидро 03.02.64-2012
частоты (вероятности) и последствий возможной катастрофы и сравнение
полученных результатов с допустимым уровнем риска катастрофы.
3.23
персонал ГЭС:
Работающий на ГЭС штатный и
привлечённый эксплуатационный, ремонтный и иной персонал.
3.24
пределы безопасности: Показатели состояния сооружений,
оборудования и систем ГЭС в штатных, аварийных и катастрофических
ситуациях, превышение (отклонение) которых от установленных значений
ведёт к задействованию систем безопасности.
3.25
предупреждение катастроф: Комплекс организационных,
экономических,
научно-технологических,
нормативных,
надзорных,
защитных мероприятий по прогнозированию, построению сценариев
возникновения и развития катастрофических ситуаций, направленных на
снижение прогнозных рисков.
3.26
приемлемый риск катастрофы: Риск, уровень которого
допустим и обоснован нормативными документами и (или) проектной
документацией, исходя из принятых социально-экономических условий.
3.27
проектная аварийная ситуация: Опасное сочетание условий
и обстоятельств, приводящее к изменению в нормальной работе объектов
ГЭС, предусмотренное проектной документацией, при котором заданный
проектной документацией уровень безопасности обеспечивается действием
установленных на ГЭС систем безопасности.
3.28
риск
катастрофы:
Эффект,
который
оказывает
неопределённость возникновения и последствий катастрофы на цели
Общества. Количественная мера опасности катастрофической ситуации
может определяться произведением вероятности ее возникновения на
ожидаемый ущерб от нее.
3.29
системы безопасности: Комплекс технических средств и
организационных мероприятий, направленных на обеспечение безопасности
объектов ГЭС, задействуемый при определённых проектной документацией
нарушениях в штатных, аварийных и катастрофических ситуациях с целью
их нейтрализации или ослабления их последствий.
3.30
системы, важные для безопасности: Системы безопасности, а
также системы нормальной эксплуатации, отказы которых нарушают
нормальную эксплуатацию ГЭС или препятствуют устранению отклонений
от нормальной эксплуатации и могут приводить к проектным, запроектным и
гипотетическим авариям и катастрофам.
3.31
системы
нормальной
эксплуатации:
Сооружения,
оборудование, системы и пр., необходимые для нормальной эксплуатации
ГЭС по выработке электроэнергии в пределах действующих норм и правил.
3.32
сценарии катастрофы: Последовательность возникновения,
развития и перехода аварийных ситуаций в катастрофические с указанием их
причин и источников.
8
CТО РусГидро 03.02.64-2012
3.33
тяжёлая катастрофа:
Катастрофа
национального и
регионального масштаба на крупнейших ГЭС единичной мощности более 1
ГВт с гибелью людей, разрушением ГЭС и сопряжённых инфраструктур и
объектов природной среды, оцениваемые потерями в десятки миллиардов
(109 ÷ 1010) рублей.
3.34
управление риском катастрофы: Реализация оптимальной
системы законодательных, экономических, технических, организационных и
социально-психологических мер, направленных на снижение риска
катастрофы.
3.35
ущерб от катастрофы: Потери жизней и здоровья людей,
убытки в производственной и непроизводственной сфере жизнедеятельности
человека, вред окружающей природной среде, причиненные в результате
катастрофы и исчисляемые в натуральном и/или денежном эквиваленте.
3.36
элементы ГЭС: Составные части компонентов ГЭС,
испытывающие действие повреждающих факторов, рассматриваемые в
качестве потенциально опасных источников, инициирующих отказы и
ведущих к возникновению аварийных и катастрофических ситуаций.
4 Обозначения и сокращения
4.1 Обозначения
В Стандарте применены следующие обозначения:
t – время на заданной стадии жизненного цикла ГЭС, год;
R – риск возникновения неблагоприятного, опасного события (аварии,
катастрофы), руб./год, 1/год;
Rк
–
недопустимый
(критический)
риск
возникновения
неблагоприятного, опасного события (аварии, катастрофы), руб./год, 1/год;
[R] – приемлемый риск, руб./год, 1/год;
R(t) – риск в момент времени t, руб./год, 1/год;
P(t) – вероятность возникновения неблагоприятного, опасного события
в момент t, 1/год;
U(t) – математическое ожидание ущерба от неблагоприятного,
опасного события, руб., 1;
nR – запас по величинам рисков;
D(t) – относительная величина повреждения объектов сложной
системы «человек-объект техносферы-природная среда»;
ZR(t) – затраты на снижение рисков, руб.;
mZ – коэффициент экономической эффективности затрат;
Qэ(t) – экстремальные или близкие к ним внешние и внутренние
воздействия
–
нагрузки
(механические,
гидродинамические,
электромагнитные, сейсмические, ветровые, снеговые, монтажные и др.);
Т – температура, 0С, К;
 – напряжение, МПа (кг/мм2, кг/см2);
9
CТО РусГидро 03.02.64-2012
е – деформация;
N – число циклов нагружения;
t – время, с, ч, год;
R – параметры сопротивления (прочности) несущих элементов
внешним и внутренним воздействиям, МПа;
RNt – параметры ресурса (длительности) работы по числу циклов и
времени, год;
Lе , d – параметр живучести несущих элементов при возникновении в них
дефектов и  повреждений d;
S(t) – комплексный параметр безопасности, определяемый через
запасы;
n – запасы по величинам определяющих параметров;
[ ] – символ допускаемых величин воздействий, температур;
э – знак (индекс) эксплуатации;
Е(t) – параметр энергии (механической, тепловой, электромагнитной)
при функционировании объекта в штатных и нештатных ситуациях;
I(t) – параметр информации о состоянии объекта и управлении
объектом в штатных и нештатных ситуациях;
N(t) – параметр влияния человеческого фактора на функционирование
объекта в штатных и нештатных ситуациях;
4.2 Сокращения
В Стандарте применены следующие сокращения:
АС – аварийная ситуация;
ГАЭС – гидроаккумулирующая электростанция;
ГОСТ (ГОСТ Р) – национальный стандарт РФ;
ГЭС – гидроэлектрическая станция;
П р и м е ч а н и е – в тексте Стандарта сокращение ГЭС применяется как объединяющее в
описании единых совместных требований к ГЭС и ГАЭС.
ДЗО – дочернее и зависимое общество;
ИФ – инициирующий фактор аварии или катастрофы;
КВО – критически важный объект;
ЛИ – летальный исход;
НА – направляющий аппарат;
ОПО – опасный производственный объект;
ОТР – объект технического регулирования;
ПФ – поражающий фактор аварии или катастрофы;
СВО – стратегически важный объект;
СП – свод правил;
СТУ – специальные технические условия;
ТЗ – техническое задание;
ТР – технический регламент;
10
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ЦПУ – центральный пункт управления.
5 Общие положения
5.1 Задачи и порядок проведения анализа сценариев и рисков
аварий и катастроф
5.1.1 Основной целью, определяющей задачи анализа сценариев и
рисков возникновения аварий и катастроф, следует считать повышение
комплексной безопасности и защищённости ГЭС, как стратегически и
критически важного объекта ОАО «РусГидро», гидроэнергетики и
электроэнергетики страны в целом (согласно федеральному закону от
21.07.2011 № 256-ФЗ), от тяжёлых чрезвычайных ситуаций техногенного,
природного характера и террористических проявлений.
В состав сценариев возникновения повреждений, отказов, аварий и
катастроф следует включить переходы ГЭС из штатных в аварийные и
катастрофические ситуации на различных стадиях жизненного цикла.
5.1.2 Основными задачами анализа, сценариев и рисков возникновения
катастроф на ГЭС с учётом аварий, отказов, инцидентов и повреждений
являются:
формирование и регламентация требований к проведению
анализа сценариев и оценке риска возникновения катастроф, связанных с
рисками опасных предшествующих событий - аварий, инцидентов, отказов,
повреждений на оборудовании и сооружениях ГЭС;
установление требований к проведению анализа и оценке риска
нанесения вреда третьим лицам, сопряжённым объектам и окружающей
природной среде;
разработка мероприятий по предупреждению аварий и катастроф,
минимизации рисков и ликвидации последствий катастроф с учетом аварий,
инцидентов, отказов и повреждений на оборудовании и сооружениях ГЭС по
федеральному закону от 27.12.2002 № 184-ФЗ;
обоснование
инвестиций,
порядка
проектирования,
строительства, эксплуатации, планирования и реализации программ
ремонтов и технического перевооружения и реконструкции, консервации,
вывода из эксплуатации и ликвидации ГЭС;
содействие соблюдению предъявляемых к проектированию,
строительству и эксплуатации объектов норм и требований;
повышение уровня технической, социально-экономической и
экологической безопасности персонала ГЭС, населения, объектов
инфраструктуры и окружающей среды;
формирование требований к техническим характеристикам
создаваемых,
эксплуатируемых
и
реконструируемых
объектов
гидроэнергетики на основе критериев риска;
11
CТО РусГидро 03.02.64-2012
повышение
уровня
надежности
энергосистем
и
энергообеспечения потребителей;
обоснование управленческих решений по выводу объектов в
ремонт, реконструкцию и из эксплуатации;
обеспечение возможности выполнения необходимых и
количественно обоснованных требований к обеспечению непревышения
допустимых рисков катастроф с учётом аварий, отказов, инцидентов и
повреждений вновь создаваемых и реконструируемых ГЭС;
формирование и реализация минимально необходимых
организационных и технических требований и норм, достаточных для
принятия решений по обеспечению надёжности и безопасности ГЭС на всех
стадиях жизненного цикла в соответствии с требованиями законодательных
актов, технических регламентов, национальных стандартов;
обеспечение
необходимого
обмена
информацией
с
профессиональным объединением страховщиков в рамках и в целях
осуществления обязательного страхования гражданской ответственности
владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии и
катастрофы на опасном объекте;
обеспечение
необходимого
обмена
информацией
о
возникновении катастрофических ситуаций с государственными надзорными
органами (Ростехнадзор).
5.1.3 С учётом целей и задач по 5.1.1 и 5.1.2 порядок проведения
анализа рисков катастроф ГЭС состоит из следующих этапов:
установление
потенциальной
опасности
объектов
гидроэнергетики;
категорирование аварийных и катастрофических ситуаций при
штатном и нештатном функционировании объектов;
формирование правовых, нормативных и надзорных требований
(специальных технических условий) к анализу защищенности ГЭС от
катастроф и рисков катастроф;
определение критических компонентов, критических зон и
критических точек источников катастроф;
определение номенклатуры и перечня инициирующих и
поражающих факторов катастроф;
оценка вероятности (частоты) катастроф;
оценка ущербов от катастроф для персонала ГЭС, технических
систем и окружающей природной среды;
оценка рисков катастроф по параметрам вероятностей и ущербов;
сопоставление полученных рисков с приемлемыми рисками
катастроф;
принятие решений о возможности продления эксплуатации ГЭС,
о реализуемости проектов новых ГЭС, о мероприятиях по снижению рисков
12
CТО РусГидро 03.02.64-2012
катастроф до приемлемого уровня с определением необходимых
экономических затрат;
внесение изменений и дополнений в действующие правовые,
нормативно-технические документы по созданию и функционированию ГЭС
для достижения приемлемых рисков катастроф.
Более подробно методы анализа рисков аварий и катастроф на ГЭС
приведены в Приложениях А, Б и В; примерная структура отчёта по
результатам анализа приведена в Приложении Г.
5.1.4 Анализ сценариев повреждений, отказов, аварий и катастроф
5.1.4.1 Общая структура сценариев
При проектировании, создании, эксплуатации и выводе из
эксплуатации ГЭС должны быть построены три типа сценариев
возникновения и развития опасных процессов, событий и явлений, ведущих к
авариям и катастрофам.
При построении сценариев штатных, аварийных и катастрофических
ситуаций необходимо осуществить рассмотрение следующих этапов:
сценарий
возникновения
катастроф
при
штатном
функционировании ГЭС в пределах или за пределами жизненного цикла
показан на рисунке 1, а);
сценарий возникновения катастроф при непредвиденном
критическом отказе критического элемента на любой стадии жизненного
цикла показан на рисунке 1, б);
сценарий возникновения катастроф при экстремальных
воздействиях природного, техногенного или антропогенного характера на
любой стадии жизненного цикла показан на рисунке 1, в).
5.1.4.2 Сценарии штатных ситуаций
В анализ сценариев штатных ситуаций для обеспечения нормального
безопасного функционирования ГЭС должны включаться все требования к
обеспечению прочности, ресурса, надёжности и безопасности ГЭС, в
исходном состоянии, содержащиеся в федеральных законах от 27.12.2002
№ 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 22.07.2008 № 123ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Указах Президента Российской Федерации от
12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536, Постановлении Правительства РФ от
15.09.2009 № 753 и стандартах организации
СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006.
Для процесса штатной эксплуатации должны рассматриваться
переходы компонентов и элементов ГЭС от исходных состояний к
13
CТО РусГидро 03.02.64-2012
повреждённым состояниям до возникновения отказов за счёт накопления
длительных, усталостных, коррозионных, эрозионных, кавитационных
рассредоточенных или локальных микро- и макроповреждений и деградации
конструкционных материалов в соответствии со стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009.
Для количественной оценки указанных выше повреждений должны
предусматриваться
штатные
методы
контроля
и
диагностики
конструкционных материалов и дефектов в опасных зонах с решением
вопросов о ремонтно-восстановительных работах и замене повреждённых
элементов в соответствии с требованиями федеральных законов от 27.12.2002
№ 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандарта
организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
Из анализа повреждений в штатных ситуациях должны определяться
типы потенциальных отказов наиболее повреждаемых элементов.
а)
Сценарий перехода из штатных в аварийные и катастрофические
состояния ГЭС
Штатные состояния
Исходные
состояния
б)
Аварийные состояния
Поврежденные
состояния
Отказы
Аварии с
ЛИ
Катастрофы
Сценарий перехода из аварийных в катастрофические
состояния ГЭС
Аварийные состояния
Критические
отказы
Аварии
без ЛИ
Катастрофические
состояния
Аварии без ЛИ
Катастрофические состояния
Аварии с ЛИ
Катастрофы
Рисунок 1 – Сценарии возникновения аварий и катастроф на ГЭС с учётом летальных
исходов (ЛИ): а) штатные, аварийные и катастрофические состояния; б) аварийные и
катастрофические состояния; в) катастрофические состояния.
14
CТО РусГидро 03.02.64-2012
в) Сценарий возникновения катастрофических состояний
ГЭС
Катастрофические состояния
Аварии с ЛИ
Катастрофы
Рисунок 1 (продолжение) – Сценарии возникновения аварий и катастроф на ГЭС с учётом
летальных исходов (ЛИ): а) штатные, аварийные и катастрофические состояния; б)
аварийные и катастрофические состояния; в) катастрофические состояния.
5.1.4.3 Сценарии аварийных ситуаций
Повреждённые состояния компонентов и элементов ГЭС для анализа
сценариев аварийных ситуаций при штатном функционировании следует
охарактеризовать источниками отказов. В частности, источниками отказов
могут быть: образование трещин, износ и утончение стенок, коррозионные,
эрозионные и кавитационные язвы и трещины.
Исходными событиями, порождёнными указанными источниками, при
этих сценариях могут быть: потеря плотности и герметичности, частичное
или полное разрушение ряда некритических элементов, повышение
вибраций, ухудшение параметров проточной части, заклинивание
подвижных элементов.
Последствиями анализируемых отказов при построении сценариев
аварийных ситуаций могут быть утечки и выбросы воды в рабочем тракте за
пределы зон герметичности, повышенной вибрации и акустические поля,
перегрев и разрушения подшипников, короткие замыкания, обрывы
подъёмных механизмов, падение коэффициента полезного действия
гидроагрегатов и ГЭС в целом.
При построении и анализе сценариев аварийных ситуаций следует
руководствоваться требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 01.12.2007 № 315-ФЗ и стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009.
Основой построения этих сценариев и анализа рисков аварий следует
считать деревья событий и деревья отказов, вероятностный анализ
безопасности
в
соответствии
со
стандартами
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006.
5.1.4.4 Сценарии катастрофических ситуаций
При анализе и построении анализов сценариев катастрофических
ситуаций (типа катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС) следует исходить из
того, что они могут развиваться по сложным, динамическим,
бифуркационным процессам с перераспределением повреждающих и
поражающих факторов в ограниченные времена (измеряемые секундами) с
15
CТО РусГидро 03.02.64-2012
существенно более длительными негативными последствиями (обычно с
летальными исходами).
В качестве основных анализируемых в этих сценариях видов катастроф
следует рассматривать катастрофы без летальных исходов с большими
экономическими и экологическими ущербами; катастрофы с гибелью людей,
разрушением инфраструктур и объектов природной среды.
В сценарий катастрофы на ГЭС должны включаться в качестве её
источников: разрушения критических элементов при достижении
недопустимых критических повреждений и трещин, влекущие за собой
резкое нарастание поражающих факторов (неконтролируемых потоков воды,
обрушений, взрывов, выбросов летающих осколков, гидравлических и
электродинамических ударов, образование волн прорыва, затоплений).
В качестве негативных последствий катастроф ГЭС следует
рассматривать: потери жизней и здоровья персонала ГЭС и населения как в
зоне возникновения катастрофы на ГЭС и в зоне действия поражающих
факторов за пределами этой зоны и при каскадном развитии катастроф.
При построении сценариев, приведенных на рисунках 1 и 2, и оценках
рисков катастроф на отдельной ГЭС или на каскадах ГЭС следует
использовать требования федерального закона от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Указа Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537 и стандарта
организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
5.2 Актуализация и оценка эффективности мероприятий по
предупреждению катастроф на ГЭС и ликвидации их последствий
5.2.1 Актуализация мероприятий по анализу и снижению рисков
аварий и катастроф на ГЭС входит в формирование, уточнение и развитие
норм и требований к проведению анализа и оценки риска создания и
функционирования ГЭС по 5.1.1 - 5.1.3, включая нормы и требования:
к новой и существующей правовой и нормативно-технической
базе регулирования и обеспечения надёжности и безопасности;
к действующим и новым исполнителям (экспертам) анализа
риска аварий и катастроф;
к используемым и новым методам построения сценариев и
анализа рисков катастроф;
к планированию и организации дополнительных работ по
проведению анализа риска аварий гидроэлектростанций в соответствии с
действующими и новыми нормами;
к пополняемым источникам информации о состоянии объектов
ГЭС, окружающей среды, персонала ГЭС;
к идентификации новых опасностей – повреждений, отказов,
аварий и катастроф;
к качеству и объёму вновь предоставляемой информации;
16
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Формирование модели
гидроэнергетических комплексов
комплексов
Декомпозиция гидроэнергетического комплекса
Каскад ГЭС
ГЭС
Компоненты ГЭС
Элементы ГЭС
Номенклатура ситуаций и сценариев
Штатные ситуации
Аварийные ситуации
Катастрофические ситуации
Источники аварийных и катастрофических
ситуаций
Подкритические элементы
Отказы
Критические элементы
Аварии
Катастрофы
Опасные воздействия и факторы
Инициирующие факторы
Поражающие факторы
Последствия воздействий
Человек
Техносфера
Природная среда
Оценка рисков
Рисунок 2 – Принципиальная схема построения сценариев аварий и катастроф –
построение общей модели гидроэнергетических комплексов, декомпозиция комплексов,
формирование номенклатуры ситуаций и сценариев, анализ источников аварий и
катастроф с выделением критических элементов, анализ опасных воздействий
(инициирующих и поражающих факторов), оценка последствий воздействий этих
факторов и соответствующих рисков.
17
CТО РусГидро 03.02.64-2012
к используемым и новым показателям оценки безопасности и
защищенности гидроэлектростанций от катастроф по действующим и новым
нормам и правилам;
к оформлению и переоформлению документации по оценке риска
катастроф и организации мероприятий по их снижению до приемлемого
уровня;
к мероприятиям по снижению рисков аварий и катастроф на ГЭС;
к организации новых компенсирующих мероприятий по
предупреждению катастроф на ГЭС и по ликвидации их последствий на базе
дополнительной информации о рисках;
к уточненной оценке эффективности мероприятий (степени
влияния реализуемых мероприятий на уровень риска аварий);
к исполнителям процесса обоснования и выбора мероприятий.
5.2.2 Порядок актуализации мероприятий распространяется на
модернизируемые, заменяемые и ремонтируемые основные компоненты ГЭС
(п.1.1).
5.2.3 Порядок разработки и актуализации мероприятий с учётом п.п.
5.2.1 и 5.2.2 должен быть распространён на следующие стадии жизненного
цикла ГЭС: формирование технического задания (технических требований);
технико-экономические обоснования и специальные технические условия
проектирования; изыскательские работы; строительство, пуско-наладочные
работы и ввод в эксплуатацию; эксплуатацию, реконструкцию, ремонт и
восстановление; прекращение эксплуатации, консервацию; вывод из
эксплуатации и утилизацию.
5.2.4 Актуализация мероприятий увязывается с необходимостью
доведения сформировавшихся на каждом из этапов жизненного цикла
опасных состояний и рисков катастроф всех компонентов до состояний,
отвечающих приемлемым рискам.
5.2.5 Актуализация мероприятий по п.п. 5.2.1 – 5.2.4 должна
предусматривать ориентацию на следующие цели:
снижение рисков аварий и катастроф за счёт применения в ОАО
«РусГидро» – в
генерирующих компаниях (эксплуатирующих
организациях), в организациях, привлекаемых для выполнения проектных,
монтажных,
наладочных,
экспериментальных
и
других
работ
(предоставления услуг), новых мероприятий, связанных с обеспечением
защищенности ГЭС от катастроф и с поставкой оборудования, технических
средств и программного обеспечения;
отражение соответствующих обязательств в условиях договоров,
заключаемых
с
ОАО
«РусГидро»,
сторонними
организациями,
выполняющими работы на ГЭС, в области применения критериев риска
катастроф и их снижения до приемлемого уровня;
построение общей структуры анализа и управления рисками
функционирования ГЭС и ОАО «РусГидро», исходя из иерархии величин
18
CТО РусГидро 03.02.64-2012
рисков: риски тяжёлых катастроф и риски аварий ГЭС в нештатных
ситуациях, риски отказов и инцидентов при штатном функционировании
ГЭС, риски организации комплексных мероприятий по обеспечению
безопасности ГЭС, риски организации деятельности ОАО «РусГидро».
5.3 Общие требования к информации о рисках катастроф на ГЭС и
мероприятиях по их предупреждению
5.3.1 Информация о рисках катастроф
5.3.1.1 При формировании информации о рисках катастроф на ГЭС
ОАО «РусГидро» следует использовать три основных подхода к её
периодичности:
регулярная обязательная итоговая ежегодная информация о
возникновении общей цепочки опасных явлений, событий и процессов повреждений, отказов, инцидентов, аварий и катастроф с её привязкой к
конкретным ГЭС, типам сооружений и оборудования, источникам и
причинам, ущербам;
обязательная разовая полная информация о наиболее крупных
катастрофах после их возникновения с указанием отмеченных выше данных,
а также данных соответствующих комиссий по анализу возникших
катастроф;
обобщённая ежегодная информация из государственных
докладов о чрезвычайных ситуациях, относящихся к сфере гидроэнергетики.
5.3.1.2 В процессе актуализации информации о рисках катастроф
должно производиться систематическое накопление указанных выше данных
о крупных авариях и катастрофах на зарубежных ГЭС.
5.3.1.3 Примеры возможных катастрофических событий, а также их
причины и последствия представлены в таблице 1.
5.3.1.4 Примеры возможного развития аварий на ГЭС, инициируемых
событиями на технологическом оборудовании, представлены в Приложении
Ж.
19
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 1 – Возможные катастрофические события, их причины и последствия
Виды катастрофических
событий
Гидродинамическая авария с
резким увеличением расхода
воды в нижнем
бьефе
Проявление
событий
Перелив
воды через
плотину без
ее разрушения
Вероятные причины
событий
Возможные предвестники
событий
катастрофический
паводок
прогноз
гидрометеослужбы
геодинамические
процессы (оползни,
обвалы) в бортах
водохранилища
критические деформации
склонов, трещинообразование, критические
подвижки породы
полный отказ механического оборудования плотины в
период паводка
учащающиеся случаи
отказов отдельных
элементов оборудования
падение в водохранилище искусственных
информация центра
управлении полетами,
Контролируемые
показатели природных
явлений, конструкций
сооружений и узлов
оборудования
актуализация статистической информации
гидрометеослужб
контроль состояния
бортов водохранилища
(оценка реализующеегося в бортах напряжённо-деформированного состояния, выявление образующихся
трещин)
контроль состояния затворов, сороудерживающих решёток, подъемных и очистных механизмов, электроснабжения, контроль за
движением крупного
плавающего сора и
льда в водохранилище
и в верхнем течении
реки
актуализация информации центра управле-
Последствия событий
Затопление территории
и населенных пунктов в
нижнем бьефе и в нижнем течении реки;
нарушение водоснабжения населения и хозяйственных объектов в
верхнем и нижнем
бьефах; затопление
территории и объектов
гидроузла; угроза жизни населения; экологическая катастрофа
20
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Гидродинамическая авария с
резким увеличением расхода
воды в нижнем
бьефе и быстрым
понижением
уровня воды в
верхнем бьефе
Разрушение
плотины от
внешних
воздействий
или природных
объектов (летательного
аппарата, метеорита)
астрономической службы,
МЧС
падение на плотину
искусственных или
природных объектов
(летательного аппарата,
метеорита)
информация центра
управлении полетами,
астрономической службы,
МЧС
террористический акт
информация антитеррористического центра и МЧС
интенсивное движение
по гребню и бермам
накопление повреждений
гребня, откосов и тела
ния полётами о маршрутах движения воздушных транспортных
средств в зоне расположения ГЭС, а также
информации астрономических служб о траекториях движения
потенциально опасных
небесных тел и их
характеристиках
актуализация информации центра управления полётами о маршрутах движения воздушных транспортных
средств в зоне расположения ГЭС, а также
информации астрономических служб о траекториях движения
потенциально опасных
небесных тел и их
характеристиках
актуализация информации, предоставляемой антитеррористическим центром и
МЧС
постоянный контроль
(мониторинг) состоя-
Затопление территории
и населенных пунктов в
нижнем бьефе и в нижнем течении реки;
нарушение водоснабжения населения, деятельности хозяйственных
объектов в верхнем и
нижнем бьефах; затопление территории и
объектов гидроузла;
угроза жизни населения; экологическая
катастрофа: выход ГЭС
из строя
21
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Разрушение
плотины
вследствие
развития
процессов,
приводящих
к превышению предела
прочности
материала,
снижению
прочности
конструкций, потери
устойчивости основания
плотины железнодорожного и автотранспорта, инициирующее повышенные динамические нагрузки на
сооружение
сверхрасчетное сейсмическое воздействие
плотины, трещинообразование
последовательное ухудшение напряженнодеформированного
состояния конструкций, развитие повреждений
критические деформации,
повреждения в теле
плотины, в швах между
блоками, смещение
конструкций
развитие фильтрационных процессов в теле
плотины, в ее основании и примыканиях
повышенная фильтрация
по швам и трещинам,
повышение фильтрационных расходов в основании
и в примыканиях
увеличение размывов за
креплением, деформация
подпорных и раздельных
стенок, видимые разрушения крепления дна и
откосов
глубокие размывы дна
за креплением русла в
нижнем бьефе, разрушение крепления дна и
откосов в нижнем
бьефе
прогноз сейсмической
службы
ния плотины,оценка
реализующегося в теле
плотины напряжённодеформированного
состояния, выявление
образующихся трещин
актуализация информации, предоставляемой сейсмическими
службами
постоянный контроль
(мониторинг) состояния плотины, оценка
реализующегося в теле
плотины напряжённодеформированного состояния, контроль за
смещением конструкций
постоянный контроль
(мониторинг) фильтрационного режима
плотины, ее основания
и примыканий
постоянный контроль
(мониторинг) состояния крепления и русла
за креплением
22
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Авария с прорывом воды из
проточной части
гидротурбины
внутрь здания
ГЭС
Разрушение
проточной
части гидротурбины
Авария с разру- Разрушение
шением строигидрогенерательных консттора
рукций здания
ГЭС и металических конструкций объектов
ГЭС, взрывами
и пожарами на
оборудовании и
на территории
сверхрасчетный
гидравлический удар
постепенное снижение
надежности систем регулирования и аварийной
защиты, ухудшение
характеристик режимов
регулирования
разрушение узлов
усиление эрозионного и
подводных конструккавитационного износа
ций гидротурбины
конструкций, нарастающий износ крепежных
деталей
разрушение крышки
нарастание повреждений
гидротурбины и люков элементов и крепежа крыпрохода в спиральную
шки и люков, ухудшение
камеру и отсасывапоказателей вибрационющую трубу
ного состояния турбины
отказ быстродействую- нарастающие случаи откащих аварийных затвозов в системе управления,
ров гидротурбины
потеря электропитания
ослабление или разрунарастание повреждений
шение крепления стато- элементов и крепежа
ра гидрогенератора к
металлоконструкций, дефундаменту
формации статора ухудшение показателей вибрационного состояния
гидрогенератора
динамическое воздейВозникновение повышенствие на гидрогенераных вибраций, резких нагтор при возникновении рузок, пробоев изоляции,
несимметричных и
местных нагревов,
асинхронных режимов аварийных замыканий
постоянный контроль
(мониторинг) технического состояния элементов проточной
части гидротурбины,
крышки гидротурбины, аварийных
быстродействующих
затворов, основного и
резервного электропитания
Затопление шахты
гидротурбины, помещений здания ГЭС,
здания и территории
ГЭС; угроза жизни
персонала ГЭС; ущерб
окружающей природной среде; выход из
строя одного или
нескольких гидроагрегатов
постоянный контроль
(мониторинг) технического состояния элементов стальных конструкций, сердечника,
обмоток статора и
ротора, подпятника и
подшипников, технических систем гидрогенератора, контроль
воздушного зазора
между ротором и
Разрушение гидроагрегата с возможным повреждением соседних
гидроагрегатов, конструкций гидротурбины, затоплением турбинной шахты и здания
ГЭС; пожар на гидрогенераторе и в здании
ГЭС; ущерб окружающей природной среде;
угроза жизни персонала
23
CТО РусГидро 03.02.64-2012
разрушение обода
ротора, падение ротора
на механические
тормоза при работе
гидрогенератора
постепенное ослабление
статором гидрогенера- ГЭС; выход из строя
натяга крепления обода,
тора, линии валопроодного или нескольких
нарастание механических вода, биения вала;
гидроагрегатов
повреждений стальных
контроль состояния
конструкций, резкие
автоматических систем
динамические нагрузки
аварийного отключеразрушение вала
нарастание механических ния гидрогенератора
гидрогенератора и
повреждений вала, крепепадение вращающихся жных деталей фланцевых
частей гидроагрегата
соединений валов
См. выше – разрушение проточной части гидротурбины
Разрушение
гидротурбины
Разрушение деформация, смещение,
трансформа- обрыв обмоток транстора и тран- форматора, витковое
сформаторзамыкание, замыкание
ной подстан- на корпус; перегрев
ции
активной части трансформатора; разрушение
ввода; повреждение
магнитопровода, низкое качество масла;
протекание масла через
неплотности сварных
швов и соединений;
внешние воздействия
Разрушение
маслохозяй-
повреждения резервуаров маслохранилищ,
нарастание физического
износа элементов из-за старения и длительного разрушения изоляции, перегрузок, динамических воздействий; увлажнение или
снижение уровня масла;
возникновение трещин в
изоляторах вводов; нарушение изоляции между
пластинами; термическое
воздействие на контакты;
ослабление контакных
соединений, нарушение
целостности и плотности
швов и соединений
нарастание физического
износа элементов из-за
постоянный контроль
(мониторинг) технического состояния элементов трансформатора путем регулярных
осмотров по установленной программе,
анализа показаний
контрольной аппаратуры, испытаний
изоляции, анализов
качества масла, контроля состояния автоматических средств
контроля и управления, защит
постоянный контроль
(мониторинг) техниче-
Взрывы трансформаторов и маслонаполненного оборудования,
разлив масла, пожар на
территории, обрушение
строительных конструкций; ущерб окружающей природной среде;
угроза жизни персонала
ГЭС; частичный или
полный выход ГЭС из
строя
Взрывы маслонаполненного оборудования,
24
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ства ГЭС
Авария с разрушением сооружений на трассе
напорной и безнапорной деривации (туннели,
трубопроводы,
дамбы, каналы)
Разрушение
напорных
сооружений
на деривации
выход из строя технологических систем, нарушение работы систем
слива масла, неплотности запорной арматуры, нарушение температурного режима, выход из строя дренажных систем и очистных
устройств; внешние
воздействия
Сверхрасчетные
природные явления
старения и недостаточного технического обслуживания конструкций,
устройств и оборудования; нарушение правил
пожаробезопасности,
дефекты технического
состояния установок
пожарной защиты
прогноз гидрометеослужбы и сейсмической
службы
физический износ стро- возникновение и развитие
ительных конструкций, повреждений и износа
оболочек трубопроводов и др.
внешние воздействия
информация центров по
предупреждению ЧС
ского состояния всех
установок, входящих в
состав маслохозяйств,
путем регулярных
осмотров по установленной программе;
поддержание в постоянной готовности к
работе систем контроля и защиты
пожар на территории,
обрушение строительных конструкций;
ущерб окружающей
природной среде; угроза жизни персонала
ГЭС; выход ГЭС из
строя
готовность персонала
к реагированию
Прорыв воды на окружающую территорию;
затопление территории
и расположенных на
ней объектов в том
числе населенных
пунктов и дорог; угроза
жизни населения;
ущерб природной среде
постоянный контроль
(мониторинг)
состояния объектов на
деривации
готовность персонала
к реагированию
25
CТО РусГидро 03.02.64-2012
5.3.2 Информация о мероприятиях по предупреждению аварий и
катастроф на ГЭС.
5.3.2.1
Для
повышения
эффективности
мероприятий
по
предупреждению катастроф и анализу рисков следует предусматривать
накопление и систематизацию в ОАО «РусГидро» и на ГЭС следующей
исходной информации:
систематизированные данные в соответствии со специальными
требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003
№ 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ,
от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, от 27.12.2009 № 347-ФЗ,
Указов Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от
12.05.2009 № 536, Постановлений Правительства РФ от 15.09.2009 № 753, от
02.10.2009 № 782, от 24.02.2010 № 86, от 12.08.2010 № 623, от 16.02.2008
№ 87, от 06.11.98 № 1303, национальных стандартов ГОСТ Р 22.0.01,
ГОСТ Р 22.0.06,
ГОСТ Р 22.0.07,
ГОСТ Р 22.3.03,
ГОСТ 27.310,
ГОСТ Р 22.0.05,
ГОСТ Р 51897,
и
стандартов
организаций
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008, СТО 17330282.27.140.015-2008, правил и
методических указаний [1,2] о составе, периодичности и объёме мероприятий
по предупреждению аварий и катастроф в соответствии со сроками введения
в действие этих правовых и нормативно-технических документов;
ежегодные систематизированные данные ОАО «РусГидро»,
филиалов и ДЗО о реализуемых мероприятиях по предупреждению и
парированию повреждений, инцидентов, отказов, аварий и катастроф на
отечественных ГЭС, указанных в п. 5.3.1.1;
данные о намечаемых, планируемых и реализуемых
мероприятиях по ликвидации последствий катастроф;
систематизированные специалистами ОАО «РусГидро», МЧС
России, Ростехнадзора данные национальных докладов о зарубежном опыте
разработки и реализации мероприятий по предупреждению аварий и
катастроф на ГЭС.
5.3.2.2 Информация по 5.3.1 и 5.3.2 должна стать составной частью
сводного банка данных об авариях и катастрофах на ГЭС, формируемого в
ОАО «РусГидро».
26
CТО РусГидро 03.02.64-2012
5.3.3 Создание банков данных о рисках аварий и катастроф и
мероприятиях по их снижению.
5.3.3.1 На каждой из ГЭС ОАО «РусГидро» (филиал, ДЗО) следует
предусмотреть создание и формирование исходных банков данных о
возникающих повреждениях, инцидентах, отказах, авариях и катастрофах на
основе данных, приведенных на рисунке 1, рисунке 2, в таблице 1,
приложении Ж.
Примеры формирования, алгоритма анализа катастроф и необходимых
мероприятий по их предупреждению приведены на рисунке 3 и в таблице 2.
5.3.3.2 В системе управления рисками ОАО «РусГидро» следует
предусмотреть создание и формирование банка данных ГЭС (см. таблицу 3)
и сводного банка данных для всех ГЭС (см. таблицу 4) по рискам катастроф и
затратам на мероприятия, направленные на снижение рисков с учётом
отечественного и зарубежного опыта.
5.3.3.3 Информация, формируемая в соответствии с п. 5.3.3.1, 5.3.3.2,
должна храниться, накапливаться и обрабатываться в информационной
системе, разработанной в рамках корпоративной информационной системы
ОАО «РусГидро» и в соответствии с требованиями ОАО «РусГидро» к
информационным
системам,
регламентируемыми
локальными
нормативными актами ОАО «РусГидро» с учетом требований настоящего
Стандарта и стандартов организации СТО РусГидро [1], СТО РусГидро
07.01.66-2011.
5.4 Общие требования к информации о состоянии основного
оборудования ГЭС с позиций оценки его безопасности, надёжности и
рисков катастроф.
5.4.1 Для обеспечения и повышения безопасности оборудования ГЭС
на всех стадиях жизненного цикла с учётом рисунков 2, 3, таблиц 1 и 2
необходима следующая исходная информация.
5.4.1.1 На стадии проектирования:
проектная информация, содержащаяся в технических заданиях,
проектной документации и технологических картах, об опасных внешних и
внутренних воздействиях на компоненты и элементы ГЭС;
информация о требованиях к безопасности и надёжности
оборудования, содержащаяся в федеральных законах от 27.12.2002 № 184ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановлении Правительства РФ от 15.09.2009
№ 753,
стандартах
организации
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008,
27
CТО РусГидро 03.02.64-2012
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008;
информация о технических требованиях к конструкционным
материалам, обеспечивающих безопасность и надёжность оборудования;
информация о методах диагностики, контроля и мониторинга
состояния оборудования.
5.4.1.2 На стадии изысканий:
статистическая информация об опасных природных процессах
(землетрясениях, оползнях, селях, наводнениях, ураганах, эрозии и др.),
повышающих риски природно-техногенных аварий и катастроф на ГЭС;
новая статистическая и прогнозная информация о глобальных
изменениях климата и природной среды, о геогелиомагнитных процессах в
зоне создания и функционирования ГЭС.
5.4.1.3 На стадии изготовления оборудования и строительства ГЭС:
техническая информация об отклонениях и отступлениях от норм
технологических процессов, ведущих к повышению рисков;
сводная информация в соответствии с федеральными законами от
27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановлением
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандартами организации
СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008;
сводная
информация
на
удовлетворение
требований
неразрушающего дефектоскопического контроля материалов, заготовок и
готовых изделий для оборудования ГЭС;
сводная информация об уровне исходных и реализованных
требований, содержащихся в специальных технических условиях (СТУ) на
наиболее ответственное оборудование ГЭС.
28
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 2 – Формуляр аварии или катастрофы (пример для позиции 1.1.1
рисунка 3).
№ по классификатору
Возможные причины аварии
1.1.1
1. Усталостное снижение несущей способности
шпилек.
2. Сверхнормативные нагрузки.
3. Дефект шпилек.
4. Некачественное выполнение монтажа.
Последствия аварии
1. Разгерметизация и последующий выброс крышки
вместе с рабочими механизмами агрегата.
2. Полное затопление здания ГЭС водой под
напором до 200 м.
3. Разрушение строительных конструкций здания
ГЭС. Вывод из строя и разрушение гидроагрегатов
и части технологического оборудования ГЭС.
Меры по предотвращению аварии:
1. Применено новое рабочее колесо с низким уровнем вибрационных нагрузок.
2. Изменены размеры и конструкция шпилек, применено устройство,
предотвращающее самоотвинчивание гаек.
3. 100% входной контроль шпилек с применением неразрушающих методов
контроля.
4. Введён контроль напряжённого состояния шпилек в процессе эксплуатации.
Установлены тензометры на 4-х шпильках каждой из крышек гидротурбин.
5. Установлен порядок полной замены шпилек при каждом капитальном ремонте.
6. Разработана инструкция по затяжке шпилек при монтаже.
7. Регламентированы продолжительность работы в нерекомендуемой зоне и
количество переходов через эту зону.
8. Установлена система виброконтроля, действующая при превышении
установленных критериев по вибрационному состоянию гидроагрегата.
9. Введена система видеонаблюдения за всеми ответственными узлами оборудования
и помещениями.
10. Повышена надёжность срабатывания АРЗ.
Меры по смягчению последствий:
1. Изменён алгоритм закрытия направляющего аппарата (НА): НА закроется при
полном отсутствии электропитания собственных нужд (СН).
2. Изменён алгоритм управления АРЗ. Сброс АРЗ автоматически произойдёт при
выходе агрегата в разгон, неисправностях в системе управления турбиной,
появлении воды на крышке турбины. Введено дистанционное управление АРЗ с
ЦПУ и со щита управления затвором на водоприёмнике.
3. Введена система контроля появления воды в шахте турбины, задействованная на
останов гидроагрегата и сброс АРЗ.
4. Введён в строй независимый источник питания (дизель-генератор) на гребне
плотины, обеспечивающий работу АРЗ и другого оборудования.
5. Оборудование общестанционных технологических систем перекомпоновано с
целью максимального вывода на безопасные при затоплении отметки.
6. Организованы дополнительные выходы из машзала на пристанционную площадку.
29
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Катастрофа с затоплением
машинного зала
1.1
Разрушение
напорных
узлов
гидротурбины
Крышка
турбины
1.2 Разрушение напорных узлов водопроводящего тракта
Спиральная
камера
Разрушение:
1.1.1 Шпильки
крепления
1.1.2 Фланцы
1.1.3 Металлоконструкции крышки
Разрушение:
1.1.4 Ж/б облицовка
спиральной камеры.
1.1.5 Лаз в
спиральную камеру
Конус и
отсасываю
щая труба
1.3 Разрушение строительных конструкций
здания ГЭС
Напорный
водовод
Разрушение:
1.2.1 Ж/б
облицовка
водовода
Разрушение:
1.1.6 Ж/б облицовка
отсасывающей трубы.
1.1.7 Лаз в
отсасывающую трубу.
Низовая
стена
1.3.1
Разрушение с
образованием
прорана
1.3.2 Обрушение
во время работы водосброса
1.4 Аварии технологического оборудования
Раздельный
устой
ТВС
1.5 Перелив через
гребень плотины
Дренажная
система
здания ГЭС
1.4.1 Разрушение
трубопроводов или
арматуры с
невозможностью
отсечения от бьефов
1.5.1 Сверхнормативный паводок
1.4.2 Разрушение трубопроводов или арматуры с
невозможностью отсечения от бьефов.
1.4.3 Полный отказ откачивающих средств.
Рисунок 3 – Принципиальная схема анализа катастрофы с затоплением машинного зала ГЭС
30
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 3 – Структура банка данных об отказах, авариях и катастрофах на ГЭС (за год)
Наименование
объекта
Мощность
Зона
расположения
Срок ввода
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Каскад ГЭС
ГЭС
Компонент ГЭС
Элемент ГЭС
Узел ГЭС
Деталь ГЭС
Зона детали
Проектная
стоимость
(руб.)
+
+
+
+
+
+
Остаточная
стоимость
(руб.)
+
+
+
+
+
+
Срок
службы
Наработка
(год)
Численность
персонала
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Окончание таблицы 3
Дата отказа, аварии,
катастрофы
Гибель
персонала
Разрушение
объекта
Поражение
природных
объектов
Источник
отказа, аварии,
катастрофы
Ущерб
(руб.)
Частота
(год)
Риск
(руб./год)
Классификатор
(отказ, авария,
катастрофа)
Затраты на
ликвидацию
последствий
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
31
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 4 – Структура сводного банка данных об авариях и катастрофах
Наименование
объекта
Мощность
Год пуска
Наработка,
год
Дата
аварии,
катастрофы
Частота,
1/год
Ущерб, руб.
Риск,
руб./год
Затраты на
ликвидацию
последствий
Каскад ГЭС
+
+
+
+
+
+
+
+
ГЭС
+
+
+
+
+
+
+
+
Компонент ГЭС
+
+
+
+
+
+
+
Элемент ГЭС
+
+
+
+
+
+
+
32
CТО РусГидро 03.02.64-2012
5.4.1.4 На стадии эксплуатации:
сводная информация о выполнении норм, правил и инструкций
по штатной эксплуатации оборудования ГЭС в соответствии с требованиями
федеральных законов РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от
21.12.94 № 68-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753, стандартов
организации СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008;
текущая и сводная информация в соответствии со стандартом
организации СТО 70238424.27.140.026-2009 об отклонениях и нарушениях
норм, правил и инструкций штатной эксплуатации, ведущих к увеличению
рисков отказов, аварий и катастроф на оборудовании ГЭС;
текущая и сводная информация о возникших отказах, аварийных
и катастрофических ситуациях с указанием источников и причин их
возникновения;
текущая и систематизированная информация о проведённых
ремонтно-восстановительных работах на оборудовании ГЭС после
возникновения отказов, аварий и катастроф с указанием механизмов их
предотвращения при дальнейшей эксплуатации;
текущая информация об изменении и повышении требований к
безопасности и надёжности оборудования ГЭС;
систематизированная информация об остаточном ресурсе
безопасной эксплуатации и мероприятиях по продлению ресурса
оборудования ГЭС.
5.4.1.5 На стадии вывода из эксплуатации, консервации и утилизации:
информация об основных повреждениях и поражающих факторах
для стадии штатного вывода повреждённого заменяемого оборудования из
эксплуатации;
информация о повреждённых состояниях после возникновения
аварийных и катастрофических ситуаций для решения вопросов нештатного
вывода из эксплуатации.
5.4.2 Приведённая в 5.4.1 информация должна быть достаточной для
количественного определения рисков возникновения аварий и катастроф и
разработки мероприятий по их снижению.
33
CТО РусГидро 03.02.64-2012
5.5 Общие требования к исполнителям (экспертам) анализа рисков
аварий и катастроф
5.5.1 Общие требования к исполнителям (экспертам) по анализу рисков
для ГЭС.
5.5.1.1 Требования к исполнителям (экспертам) анализа условий,
источников и причин возникновения аварий и катастроф в соответствии с
Указом Президента РФ от 12.05.2009 № 537 должны основываться на
приоритете человеческого фактора в их предотвращении и смягчении
последствий.
5.5.1.2 В число основных требований к исполнителям (экспертам)
анализа рисков и катастроф должны включаться с учётом федеральных
законов от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 01.12.2007 № 315ФЗ:
профессиональные знания по теории безопасности и рисков;
опыт профессиональной работы в системах обеспечения
безопасности ГЭС;
ответственность за разработку и реализацию методик анализа
рисков аварий и катастроф на сложных технических системах;
необходимость учёта требований вышестоящих органов
управления и надзора за безопасностью оборудования ГЭС;
наличие у экспертов необходимых лицензий, сертификатов,
аккредитаций на экспертизу и декларирование безопасности оборудования
ГЭС;
обязательность аттестации и повышения квалификации в области
экспертизы безопасности и анализа рисков.
5.5.1.3 При формировании требований к исполнителям (экспертам)
анализа рисков аварий и катастроф следует учитывать основные причины
повышения этих рисков за счёт:
неиспользования исполнителями (экспертами) существующих
знаний, норм, правил и процедур анализа рисков;
отсутствия у исполнителей (экспертов), в нормах и правилах
анализа рисков новых знаний по общей и прикладной теории безопасности;
ошибок при проведении экспертных работ по анализу рисков;
несанкционированных и умышленных искажений исходной и
результирующей информации при анализе рисков и подготовке мероприятий
по снижению ущербов от аварий и катастроф.
5.5.2 Требования к анализу роли человеческого фактора в анализе и
снижении рисков аварий и катастроф в гидроэнергетике.
5.5.2.1 В систему экспертов по анализу рисков аварий и катастроф на
оборудовании, гидроэлектростанциях и в гидроэнергетике в целом с учётом
34
CТО РусГидро 03.02.64-2012
роли человеческого фактора должны входить специалисты различных
уровней компетенции и ответственности в соответствии с решаемыми
проблемами безопасности:
математики, механики, гидротехники, энергетики, экономисты,
управленцы;
профессионалы по анализу рисков для компонентов
(гидротехнические сооружения, оборудование) ГЭС и гидроэнергетики;
специалисты по управлению безопасностью с применением
рисков аварий и катастроф;
инспектор-специалист в области надзора за выполнением
требований безопасности;
специалисты по использованию и адаптации зарубежного опыта
анализа рисков аварий и катастроф на оборудовании, гидроэлектростанциях,
в гидроэнергетике, электроэнергетике и экономике в целом.
5.5.2.2 Учитывая недостаточный уровень обеспечения защищённости
оборудования и ГЭС от наиболее тяжёлых аварий и катастроф – аварии на
Саяно-Шушенской ГЭС (2009 г.), Нурекской ГЭС (1983 г.), Баксанской ГЭС
(2010 г.) – в число экспертов по анализу рисков аварий и катастроф могут
входить (по согласованию) также ведущие специалисты Совета
Безопасности, Минэнерго, РАН, Ростехнадзора.
5.5.2.3
Соответствующие
экспертные
комиссии
формируют
Правительство Российской Федерации, Федеральное Собрание Российской
Федерации, Минэнерго России, Ростехнадзор, ОАО «РусГидро» по
установленным процедурам с учётом тяжести аварий и катастроф на ГЭС и
требований федеральных законов от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ,
от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753.
5.6 Общие требования к используемым методам анализа рисков
аварий и катастроф
5.6.1 Методы анализа рисков возникновения аварий и катастроф
должны позволять производить оценку в количественной форме
вероятностей (частот) их возникновения и соответствующих ущербов
(математического ожидания ущербов) с использованием информации по
5.1.4, 5.3.2, 5.3.3.
5.6.2 В число основных методов анализа и оценки рисков и их
взаимовлияния входят:
детерминированные методы;
статистические методы;
вероятностные методы (с построением деревьев событий и
отказов);
комбинированные методы (из указанных трёх);
35
CТО РусГидро 03.02.64-2012
логико-вероятностные методы;
методы нечётких множеств;
имитационные методы;
концепция реальных опционов;
экспертные методы.
5.6.3 Методы анализа рисков должны быть ориентированы на оценку
рисков всех потенциально опасных объектов гидроэнергетики: каскады ГЭС,
компоненты ГЭС, оборудование ГЭС, элементы оборудования, системы
диагностики, мониторинга, управления и защиты.
5.6.4 Методы качественного и количественного анализа рисков и
величин рисков аварий и катастроф являются основой категорирования
уровней потенциальной опасности объектов гидроэнергетики.
5.6.5. При формировании и развитии методов анализа рисков следует
исходить из трёхпараметрической модели реализации опасных процессов
при возникновении и развитии аварий и катастроф, учитывающей опасные
потоки энергии, вещества и информации.
5.6.6 Методы анализа рисков должны быть ориентированы на
заданную последовательность рассмотрения сценариев аварийных и
катастрофических ситуаций приведенных на рисунках 1, 2, 3, в таблицах 1, 2,
3, начиная от самых тяжёлых катастрофических ситуаций с экстремальными
ущербами для жизни и здоровья людей, объектов инфраструктуры и
природной среды и кончая отказами в штатных условиях функционирования
ГЭС.
5.6.7 В методах анализа рисков аварий и катастроф должны
одновременно учитываться социальные, природные и техногенные факторы
их возникновения, развития и последствий.
5.6.8 В методах анализа рисков аварий и катастроф в соответствии с
требованиями федеральных законов РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97
№ 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 22.07.2008
№ 123-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и
стандарта организации СТО 70238424.27.140.026-2009 следует исходить из
двух определяющих параметров рисков:
индивидуальные риски потери жизней и здоровья персонала ГЭС
и населения;
экономические риски, учитывающие ущербы от аварий и
катастроф для человека, объектов техносферы и окружающей среды.
5.6.9 В разрабатываемых методах анализа рисков в качестве
определяющего должно предусматриваться условие непревышения
формирующихся рисков аварий и катастроф над приемлемыми рисками.
5.6.10 При разработке методов анализа рисков аварий и катастроф
следует исходить из предположения о зависимости величин рисков от стадии
жизненного цикла ГЭС, от времени ввода в действие национальной и
36
CТО РусГидро 03.02.64-2012
международной правовой и нормативной базы, от состояния экономики
страны, отрасли, объектов гидроэнергетики и компании ОАО «РусГидро».
5.6.11 Критерии и параметры рисков аварий и катастроф на ГЭС по
настоящему стандарту в соответствии с 1.3 должны позволять их
использование при формировании системы стандартов управления и
функционирования ОАО «РусГидро» по критериям рисков.
5.7 Общие требования к организации мероприятий
предупреждению аварий и катастроф и ликвидации их последствий
по
5.7.1. Управление безопасностью ГЭС по принципу нивелирования
рисков аварий и катастроф.
5.7.1.1 Безопасное функционирование ГЭС на всех стадиях жизненного
цикла с приемлемыми рисками должно быть обеспечено сочетанием
следующих основных требований к комплексам мероприятий по
предупреждению аварий и катастроф, включая:
введение в технические задания (технические требования),
проектную документацию и технологические процессы по изготовлению
оборудования и строительству ГЭС, в нормативы и инструкции по
эксплуатации
специальных
требований,
ориентированных
на
предупреждение тяжёлых аварий и катастроф;
разработку программ расчётных и экспериментальных
исследований сценариев и условий формирования опасных процессов,
ведущих к авариям и катастрофам;
планирование программ ремонтов, технического обслуживания и
реконструкции оборудования ГЭС с учётом мероприятий по снижению
рисков аварий и катастроф;
разработку программ построения новых систем аварийной
диагностики и автоматизированной защиты от аварий и катастроф с
использованием научно обоснованных предвестников и средств оповещения;
разработку программ мероприятий по ликвидации последствий
аварий и катастроф с наиболее тяжёлыми ущербами для населения;
разработку программ мероприятий по включению систем
управления ГЭС в аварийных и катастрофических ситуациях в отраслевые,
региональные и федеральные центры управления в кризисных ситуациях.
5.7.1.2 Должна быть предусмотрена подготовка программных
мероприятий по повышению уровня квалификации и ответственности
руководителей ОАО «РусГидро» (исполнительного аппарата, филиалов,
ДЗО), операторов, персонала гидроэлектростанций в сфере обеспечения
безопасности и анализа рисков аварий и катастроф, начиная с наиболее
тяжёлых с большими ущербами.
5.7.2 Разработка свода правил и стандартов ОАО «РусГидро» по
предупреждению аварий и катастроф и ликвидации их последствий.
37
CТО РусГидро 03.02.64-2012
5.7.2.1 Основные детализированные требования к организации и
проведению мероприятий по повышению безопасности и защищённости ГЭС
от аварий и катастроф с учётом 5.7.1 следует ввести в специальные разделы
формируемых ОАО «РусГидро» сводов правил, стандартов и иных
нормативных документов, в том числе в политику в области внутреннего
контроля и управления рисками [4].
5.7.2.2 Процедура, методики и результаты анализа рисков аварий и
катастроф, а также реализации намеченных мероприятий по их
предупреждению в соответствии с настоящим стандартом должны быть
использованы при разработке новой методической базы управления
деятельностью ОАО «РусГидро» на базе критериев риска.
5.7.2.3 В сводах правил, стандартах и программах мероприятий по
предупреждению аварий и катастроф должны предусматриваться:
планы, объёмы и формы их реализации;
контроль выполнения с предоставлением соответствующей
исходной информации в службы безопасности ОАО «РусГидро», филиалов и
ДЗО, в региональные и федеральные центры управления в кризисных
ситуациях;
оценки эффективности мероприятий по снижению уровней
рисков аварий и катастроф в соответствии с настоящим стандартом;
актуализация мероприятий в связи с введением новых
требований к безопасности ГЭС по Федеральным законам, техническим
регламентам, национальным стандартам и международным соглашениям,
конвенциям, директивам и стандартам.
6 Планирование и организация работ по проведению
анализа риска аварий и катастроф на ГЭС
6.1 Формирование перечня объектов (составляющих элементов),
подлежащих анализу риска аварий
6.1.1 Формирование перечня объектов с учётом данных, приведенных в
таблицах 1, 3 и 4 (составляющих элементов), подлежащих анализу риска
аварий, должно проводиться на разных этапах жизненного цикла ГЭС в
соответствии с требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ,
от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09. 2009
№ 753, стандартов организации СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009,
38
CТО РусГидро 03.02.64-2012
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008.
6.1.2 В качестве основных этапов жизненного цикла ГЭС необходимо
выделить следующие: разработка технического задания и техникоэкономического
обоснования,
изыскания,
разработка
проектной
документации, строительство, испытания и ввод в эксплуатацию,
эксплуатация, ремонт, реконструкция, вывод из эксплуатации, утилизация.
6.1.3 На этапе технического задания, технико-экономических
требований, разработки проектной документации перечень объектов,
подлежащих анализу риска, необходимо формировать в соответствии с
заданными технико-экономическими характеристиками ГЭС с учётом
необходимости выбора и размещения объектов (составляющих элементов) по
критериям безопасности для персонала, населения и прилегающих к ГЭС
территорий.
6.1.4 На этапе изысканий и строительства перечень объектов,
подлежащих анализу риска, необходимо формировать с учётом проекта ГЭС,
проекта строительства и проекта производства работ.
6.1.5 На этапе испытаний и ввода в эксплуатацию перечень объектов,
подлежащих анализу риска, необходимо формировать в соответствии с
нормативными документами по испытаниям и вводу в эксплуатацию ГЭС,
объектов ГЭС и их составляющих элементов с учетом требований
промышленной безопасности.
6.1.6 На этапе эксплуатации перечень объектов, подлежащих анализу
риска, следует формировать в соответствии с регламентами и инструкциями
по эксплуатации и техническому обслуживанию объектов ГЭС с учётом
принятых и реализованных в ходе эксплуатации управленческих решений,
направленных на совершенствование практической работы и технического
обслуживания с целью снижения рисков.
6.1.7 На этапах ремонта и реконструкции ГЭС перечень объектов,
подлежащих анализу риска, следует формировать с учётом запланированных
технико-технологических изменений объектов и составляющих их
элементов, анализа возможного влияния этих изменений на показатели
безопасности объектов и ГЭС в целом.
6.1.8 На этапе вывода из эксплуатации и утилизации перечень
объектов, подлежащих анализу риска, следует формировать с учётом
возможных опасностей, предусмотренных проектами, регламентами и
инструкциями по выводу объектов из эксплуатации и при утилизации, а
также возможными изменениями технико-технологических характеристик
объектов.
6.2 Требования к источникам информации о состоянии объектов
6.2.1 Источники информации о состоянии объектов, подлежащих
анализу риска, можно разделить на следующие группы:
39
CТО РусГидро 03.02.64-2012
проектные данные об объекте и его составляющих;
данные по технологиям, отвечающим соответствующим этапам
жизненного цикла объекта;
данные наблюдений, испытаний, обследований и технических
освидетельствований оборудования;
данные штатных систем мониторинга;
ремонтная документация;
данные об имевших место инцидентах и авариях на конкретном
объекте ГЭС и аналогичных объектах других ГЭС;
данные об опасных объектах на прилежащих территориях,
наличие которых может создать дополнительные аварийные ситуации для
объектов ГЭС;
данные о персонале и режимах его работы.
6.2.2 Общим требованием к источникам информации о состоянии
объектов является возможность их использования для выполнения работ по
анализу риска, что предусматривает:
актуальность и соответствие данных основным положениям по
применению критериев рисков в соответствии с требованиями федеральных
законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, Постановления
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандарта организации
СТО 70238424.27.140.026-2009;
наличие статистических данных по позициям 6.2.1, накопленных
в течение периода жизненного цикла ГЭС и ее объектов, предшествующего
моменту проведения анализа риска.
6.2.3 Базы данных об объекте должны содержать статистические
данные по следующим позициям:
данные о техническом состоянии объекта и составляющих его
элементов;
данные об инцидентах, авариях, отказах и возникновении
дефектов оборудования и сооружений;
данные о технологических режимах эксплуатации, включая
данные об имевших место отклонениях от режимов, определенных
нормативными документами на испытания и ввод в эксплуатацию,
эксплуатацию, вывод из эксплуатации объекта;
данные о регламенте работы персонала на объекте и имевших
место отклонениях от этого регламента.
6.3 Требования к используемым методам анализа риска аварий и
катастроф
6.3.1 Общие требования к используемым методам анализа риска аварий
в первую очередь должны быть ориентированы на риски тяжелых аварий и
катастроф.
40
CТО РусГидро 03.02.64-2012
6.3.2 Для анализа риска должны быть использованы как отдельные
методы, так и их комбинации из числа перечисленных в 5.6.2.
6.3.3 Выбор конкретного метода следует проводить с учётом полноты
имеющихся данных об объекте, опасных процессах (повреждениях, отказах,
авариях, катастрофах) по 6.2 и опыта анализа риска аналогичных объектов в
соответствии с данными, приведенным на рисунках 1 – 3 и в таблицах 1 – 4.
6.4 Требования к организации процесса анализа риска аварий и
катастроф
6.4.1 Общие требования к организации процесса анализа риска аварий
и катастроф должны быть согласованы с требованиями федеральных законов
от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от
01.12.2007
№ 315-ФЗ,
от
22.07.2008
№ 123-ФЗ,
Постановления
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандарта организации
СТО 70238424.27.140.026-2009.
6.4.2 Планирование и организация работ по организации процесса
анализа рисков должны предусматривать:
обоснование причин постановки Заказчиком работ по анализу
риска ГЭС или ее отдельных объектов, анализ сформулированных целей и
задач анализа риска;
ранжирование целей и задач анализа риска, выбор и обоснование
методов решения задач;
формулирование требований к исполнителям и формирование
группы специалистов для выполнения работ по анализу риска;
подготовку описания опасных производственных объектов,
которые необходимо включить в число рассматриваемых при выполнении
анализа риска;
обоснование и согласование с Заказчиком критериев
приемлемого риска.
7 Идентификация опасностей аварий и катастроф
7.1 Требования к идентификации опасностей аварий и катастроф
7.1.1 Анализ статистики ущербов
7.1.1.1 В производственной деятельности в качестве основных
источников ущербов и рисков должны рассматриваться:
наиболее тяжёлые катастрофы национального и глобального
масштаба на каскадах ГЭС с социально-экономическими, технологическими
и природными потерями для страны и сопредельных государств,
оцениваемыми сотнями миллиардов (1011 ÷ 1012) рублей.;
тяжёлые катастрофы национального и регионального масштаба
на крупнейших ГЭС единичной мощности более 1 ГВт с гибелью людей,
разрушением ГЭС и сопряжённых инфраструктур и объектов природной
41
CТО РусГидро 03.02.64-2012
среды, оцениваемые потерями в десятки миллиардов (10 9 ÷ 1010) рублей.
Согласно Постановлению Правительства РФ от 21.05.2007 № 304 катастрофы
данного типа классифицируется как чрезвычайные ситуации федерального
характера;
крупные катастрофы на ГЭС мощностью до 1 ГВт и аварии на
компонентах ГЭС мощностью более 1 ГВт регионального масштаба с
гибелью людей, разрушением ГЭС и компонентов ГЭС с повреждениями
объектов природной среды, оцениваемые потерями в сотни миллионов (108 ÷
109) рублей. Согласно Постановлению Правительства РФ от 21.05.2007
№ 304 катастрофы данного типа классифицируется как чрезвычайные
ситуации межрегионального характера;
аварии на всех компонентах гидроэлектростанций единичной
мощностью до 0,5 ГВт с последствиями регионального или местного
масштаба с гибелью людей, разрушениями инфраструктуры и нарушением
природной среды за пределами территории ГЭС, оцениваемые потерями в
десятки и сотни миллионов (107 ÷ 108) рублей. Согласно Постановлению
Правительства РФ от 21.05.2007 № 304 катастрофы данного типа
классифицируется как чрезвычайные ситуации регионального характера;
аварии на компонентах ГЭС объектового масштаба в пределах
производственных площадок ГЭС без гибели людей с отказами,
повреждениями и частичными разрушениями, оцениваемые потерями в
миллионы (106 ÷ 107) рублей.
повреждения, отказы или аварии на узлах и деталях компонентов
ГЭС локального масштаба (внутри ГЭС) без гибели людей, оцениваемые в
сотни тысяч (105 ÷ 106) рублей.
Согласно Постановлению Правительства РФ от 21.05.2007 № 304
последние два типа аварий в зависимости от зоны распространения и
количества пострадавших можно отнести к чрезвычайным ситуациям
межмуниципального, муниципального либо локального характера;
7.1.1.2 При анализе статистики ущербов следует исходить из
изложенной ниже классификации основных видов опасных штатных и
нештатных ситуаций:
нормальных (штатных) ситуаций;
отклонений от нормальных ситуаций;
проектных аварийных ситуаций;
запроектных аварийных и катастрофических ситуаций;
гипотетических катастрофических ситуаций.
7.1.1.3 В отечественной и зарубежной гидроэнергетике пока не
возникали наиболее тяжёлые каскадные катастрофы глобального и
национального масштаба на ГЭС и статистика по ним отсутствует.
В соответствии с этим их следует отнести к гипотетическим.
7.1.1.4 Тяжёлые катастрофы национального и регионального масштаба
на ГЭС имели место как в нашей стране (Саяно-Шушенская ГЭС, 2009 г.),
42
CТО РусГидро 03.02.64-2012
так и за рубежом (Италия, Канада, Китай). Их общая статистика составляет
единицы случаев за последние 30 ÷ 50 лет; они могут быть отнесены к
запроектным.
7.1.1.5 Крупные аварии и катастрофы техногенного, природного
террористического происхождения с последствиями регионального масштаба
имели место десятки раз в нашей стране и в целом ряде других стран за 50 ÷
60 лет; они должны быть отнесены к проектным и запроектным.
7.1.1.6 Аварии и катастрофы с последствиями регионального и
местного масштаба имели место многие десятки раз за долгое время
эксплуатации отечественных и зарубежных ГЭС; они должны быть отнесены
к проектным.
7.1.1.7 Объектовые и локальные отказы и аварии возникали сотни раз
на многих отечественных и зарубежных ГЭС; они могут быть отнесены к
отклонениям от штатных ситуаций (от нормальных ситуаций).
7.1.1.8 При функционировании ГЭС в штатных ситуациях имеют место
многократные ущербы и потери от возникающих отказов и аварий
практически на всех ГЭС; их устранение требует затрат на профилактические
и ремонтно-восстановительные работы в соответствии с требованиями
Указов Президента РФ от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536,
федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от
03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от
27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от
22.07.2008
№ 123-ФЗ,
от
30.12.2009
№ 384-ФЗ,
Постановления
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандартов организации
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006.
7.1.2 Анализ бизнес-процессов, в ходе которых возникают ущербы и
риски
7.1.2.1 В бизнес-процессах должны анализироваться (см. рисунок 4)
следующие группы дифференцированных и интегральных ущербов, рисков и
причин их возникновения:
ущербы от сформировавшихся и реализовавшихся отказов и
опасностей вследствие комплексов внешних по отношению к ОАО
«РусГидро»
причин
(риск-факторов)
социального
(социальная
напряжённость, забастовки, конфликты, человеческий фактор), техногенного
(деградация инженерных инфраструктур), природного (природные
43
CТО РусГидро 03.02.64-2012
стихийные бедствия) и экономического (экономические кризисы, резкое
изменение конъюнктуры, моральный износ) характера;
стратегические (включая репутационные), рыночные, кредитные
и операционные риски, связанные с организационной, финансовой, кадровой
деятельностью ОАО «РусГидро», включая потери и ущербы от повреждений,
отказов, аварий и катастроф по 7.1.1 на каскадах ГЭС, ГЭС, компонентах,
элементах, узлах и деталях ГЭС, входящих в сферу ответственности и
компетенции ОАО «РусГидро».
Общий анализ опасных процессов и рисков
Анализ дифференцированных рисков бизнеспроцессов
Внешние опасные для
ОАО «РусГидро» рискфакторы
Социальные рискфакторы
Природные рискфакторы
Техногенные рискфакторы
Экономические
риск-факторы
Риски ОАО
«РусГидро»
Опасные для ГЭС
аварийные и
катастрофические
процессы и риски
Стратегические
(включая
репутационные
риски)
Аварийные
процессы
Рыночные риски
Кредитные
риски
Отказы и потоки
отказов
Операционные
риски
Анализ интегральных
рисков
Принятие управленческих решений по
оптимизации рисков до приемлемого в
соответствии с риск-аппетитом уровня
Рисунок 4 – Схема анализа опасных процессов и рисков
44
CТО РусГидро 03.02.64-2012
7.1.2.2 С учётом 7.1.2.1 при анализе внутренних бизнес-процессов в
ОАО «РусГидро», в ходе которых возникают опасные процессы и явления,
следует предусматривать два типа ущербов и дифференцированных рисков:
процессы, связанные со штатным функционированием объектов
ОАО «РусГидро» в условиях приемлемых рисков, не связанные
непосредственно с возникновением аварийных и катастрофических ситуаций
на ГЭС;
процессы, обусловленные авариями и катастрофами на ГЭС по
7.1.1 и связанные с деятельностью ОАО «РусГидро».
Первые из указанных выше процессов следует рассматривать как
предмет специального комплекса формирования целей, задач, мероприятий и
действий по анализу, оценке, регулированию и управлению рисками с учётом
огромного отечественного и зарубежного опыта компаний и фирм (в том
числе и ОАО «РусГидро»), отражённого в Указах Президента РФ от
12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536 и стандартах организации
СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008, СТО 17330282.27.140.015-2008.
Анализ вторых процессов соответствует требованиям федеральных
законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от
21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753
и стандарта организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
7.1.2.3 Для первых процессов по 7.1.2.2 в идентификацию опасностей и
рисков для ОАО «РусГидро» следует включать:
установление контекста относительно, целей и риск-аппетита
(анализ сильных и слабых сторон Общества, включая оптимизацию рисков с
оценкой уверенности в достижимости целей Общества; возможностей
построения единой системы риск-менеджмента и повышения культуры
управления рисками);
обоснованная классификация и категорирование рисков
(стратегических (включая репутационные), рыночных, кредитных,
операционных) и их взаимодействия, включая, но не ограничиваясь:
опасности обоснованного выбора и учёта ключевых внешних
риск-факторов (в стратегических рисках – конкуренция, изменение
потребительского рынка, изменения в государственной, региональной и
отраслевой политике, изменения в окружающей природной среде; в
45
CТО РусГидро 03.02.64-2012
операционных рисках – построение взаимодействия руководства и структуры
Общества с вышестоящими органами и контрагентами, доведение принятых
решений и программ до исполнителей всех необходимых уровней,
повышение ответственности и поощрений за их реализацию; в рыночных и
кредитных рисках – учёт процентных ставок, портфелей заказов, курсов
валют, объёмов кредитов и финансовых обязательств; в операционных
рисках – учёт действующего законодательства, культуры операций, состава
органов управления);
во всех видах рисков – опасности обоснованного выбора и учёта
внутренних факторов (формирование ликвидных средств, денежных потоков,
интеллектуального и исследовательского потенциала; организация
бухгалтерского учёта, информационно-коммуникационных технологий,
коммерческих служб и кадрового потенциала, поставок сырья продукции и
услуг).
7.1.2.4 Для вторых процессов по 7.1.2.2 следует учитывать, что
опасности и риски тяжёлых аварий и катастроф по 7.1.1 на каскадах ГЭС и на
отдельных ГЭС создают резкие возмущения в штатных процессах
функционирования не только объектов ОАО «РусГидро», но и всех объектов
электроэнергетических систем, хозяйствования регионов и страны в целом.
Эти возмущения с ущербами национального, регионального и отраслевого
масштаба способны кардинально изменить всю структуру и уровни
показателей эффективности деятельности ОАО «РусГидро».
7.1.2.5 Одними из важных задач анализа опасных бизнес-процессов и
рисков следует считать анализ интегрированных рисков и принятие
управленческих решений по их снижению, формирование новой системы
организации бизнес-процессов с учётом рисков и обеспечению
защищённости ГЭС, в первую очередь, от тяжёлых катастроф (типа
катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г.), аварий, отказов и
эксплуатационных повреждений. В соответствии с этим существующий
анализ бизнес-процессов в соответствии со стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009
и
международными
нормами
[2],
ориентированный на обеспечение максимальной прибыли при приемлемом
уровне надежности, без прямого учёта рисков аварий и катастроф следует
развивать на основе требований обеспечения безопасности с приемлемыми и
интегральными рисками и оптимальной прибылью в соответствии с Указами
Президента РФ от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536.
7.2 Формирование реестра (классификатора) рисков аварий и
катастроф (с учётом их причин), формат реестра рисков
7.2.1 При формировании реестра (классификатора) рисков аварий и
катастроф на ГЭС должны учитываться:
основные виды ущербов и рисков аварий и катастроф по 7.1;
46
CТО РусГидро 03.02.64-2012
потенциальная опасность каскадов ГЭС и ГЭС, размеры
возможных ущербов приведенных в таблицах 3 и 4;
основные источники, причины и сценарии аварий и катастроф по
5.1.4;
опасность внешних и внутренних бизнес-процессов в ОАО
«РусГидро», приведенных на рисунке 4.
7.2.2 Риски аварий и катастроф, включаемых в реестры по 7.1, 7.1.1.1,
определяются двумя основными параметрами по степени их снижения:
величиной ущерба от аварий и катастроф (глобальные,
национальные, региональные, местные, объектовые, локальные с
экономическими последствиями);
возможностью реализации чрезвычайных – аварийных и
катастрофических ситуаций (гипотетические, запроектные, проектные,
отклонения от нормальных, нормальные ситуации по 7.1.1.2).
7.2.3 В реестрах (классификаторах) рисков должны отражаться:
источники возникновения и развития аварий и катастроф с
указанием компонентов ГЭС, их элементов, опасных зон и опасных точек;
причины аварий и катастроф антропогенного, природного и
техногенного характера;
сценарии возникновения и развития аварий и катастроф, начиная
с самых тяжёлых по 7.1;
конкретные первичные и вторичные ущербы от аварий и
катастроф для человека, техносферы и природной среды.
7.3 Формирование перечня сценариев возможных аварий и
катастроф, условий возникновения и развития событий
7.3.1 С учётом развиваемых основных методов анализа рисков по 5.6.2
для анализа условий возникновения и развития опасных событий следует
использовать детерминированные, статистические и вероятностные методы и
следующие подходы к формированию сценариев этих событий (см. таблицу
5):
постулированные сценарии наиболее тяжёлых гипотетических
катастроф глобального масштаба на каскадах ГЭС, не требующих
специального анализа источников и причин их возникновения и основанные
на использовании детерминированных методов анализа рисков;
постулированные и анализируемые сценарии запроектных
катастроф национального масштаба на каскадах ГЭС и ГЭС,
предусматривающие задание или построение моделей возникновения и
развития
катастроф
при
использовании
детерминированных
и
статистических методов анализа рисков;
расчётно и модельно обоснованные сценарии проектных аварий
регионального и местного масштаба на ГЭС, предусматривающие их анализ
на стадии проектирования на основе детерминированных, статистических и
47
CТО РусГидро 03.02.64-2012
вероятностных методов анализа рисков согласно стандарту организации
СТО 70238424.27.140.026-2009 и международным нормам [2];
расчётно обоснованные сценарии аварий объектового масштаба
при отклонениях от штатных ситуаций на элементах и компонентах ГЭС с
использованием вероятностных методов и построением «деревьев событий»
и
«деревьев
отказов»
согласно
стандарту
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009;
расчётно обоснованные сценарии отказов локального масштаба на
элементах систем, узлах и деталях ГЭС в штатных ситуациях с
использованием статистических и вероятностных методов анализа рисков
согласно стандарту организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
Т а б ли ц а 5 – Объекты, виды и сценарии аварий и катастроф
Наименование
объектов
Каскады крупных ГЭС
Крупные ГЭС и
каскады ГЭС
ГЭС всех типов
Компоненты и
элементы ГЭС всех
типов
Элементы систем, узлы
и детали ГЭС всех
типов
Вид аварий и катастроф
Наиболее тяжёлые
катастрофы глобального
масштаба
Катастрофы
национального
масштаба
Катастрофы и аварии
регионального и
местного масштаба
Аварии объектового
масштаба
Отказы локального
масштаба
Способ анализа сценариев
Постулирование
гипотетических сценариев
Постулирование и анализ
запроектных сценариев
Расчётное обоснование
проектных аварий
Расчётное обоснование
отклонений от штатных
ситуаций
Расчётное обоснование
штатных ситуаций
7.3.2 В сценарии возникновения катастроф, аварий и отказов должны
включаться:
источники катастроф, аварий и отказов – компоненты и
элементы ГЭС, от которых начинается развитие опасных процессов;
дальнейшая последовательность развития опасных процессов с
установлением поражающих факторов внутри ГЭС;
выход поражающих факторов за пределы площадки размещения
ГЭС;
выход поражающих факторов на другие ГЭС каскада;
выход каскадных поражающих факторов на территорию страны и
сопредельных стран.
7.3.3 Определяющее значение для постулирования и построения
сценариев тяжёлых катастроф и анализа рисков следует придавать:
48
CТО РусГидро 03.02.64-2012
установлению критических повреждений в критических
элементах ГЭС (плотины, гидроагрегаты, системы защиты), для которых
должны создаваться и использоваться специальные методы аварийной
диагностики, выявляющие предвестники катастроф, и автоматизированные
системы защиты;
установлению (экстремальных) внешних и внутренних
воздействий, приводящих к катастрофам.
7.3.4 Рассмотренные сценарии должны входить в проекты новых ГЭС и
анализироваться для действующих ГЭС.
7.4 Разработка критериев качественной оценки рисков аварий и
катастроф
7.4.1 При разработках общих качественных критериев оценки рисков
аварий и катастроф следует использовать в соответствии со стандартом
организации СТО 70238424.27.140.026-2009 матрицы рисков (таблица 6),
связывающие вероятности аварий и катастроф с последствиями (ущербами)
от них.
Матрицы позволяют в качественной форме оценивать сравнительную
эффективность мероприятий по снижению рисков за счёт уменьшения
вероятности возникновения и последствий аварий и катастроф.
Т а б ли ц а 6 – Матрица рисков и катастроф на ГЭС
Вероятность
Последствия аварий или катастрофы ГЭС
аварии или
НесущестМалые
Средние
ЗначительКатастрокатастрофы
венные
ные
фические
Почти
В
В
А
А
А
несомненна
Весьма
С
В
В
А
А
возможна
Вероятна
D
C
B
A
А
Редко
D
D
C
B
А
Весьма
D
D
C
B
B
редко
Примечание – Обозначения уровней риска аварий: А – высокий, В – существенный, С –
средний, D – низкий
7.4.2 При качественном анализе рисков следует использовать связи
между уязвимостью (определяющей степень поражения ГЭС при авариях и
катастрофах) и защищённостью (определяющей сопротивление действию
поражающих факторов аварий и катастроф):
для штатных ситуаций – защищённость повышенная, уязвимость
низкая;
для отклонения от штатных ситуаций – защищённость
достаточная, уязвимость допустимая;
49
CТО РусГидро 03.02.64-2012
для проектной аварийной ситуации – защищённость и уязвимость
частичная;
для запроектной аварийной или катастрофической ситуации –
защищённость недостаточная, уязвимость высокая;
для гипотетической катастрофической ситуации – защищённость
низкая, уязвимость предельная.
7.4.3 К качественным показателям рисков аварий и катастроф следует
отнести указанные ниже уровни рисков – пренебрежимые, приемлемые,
высокие, неприемлемые (критические) риски.
При функционировании ГЭС в области пренебрежимых рисков не
требуется разработка и реализация мероприятий по анализу и снижению
рисков. При функционировании ГЭС в области между пренебрежимыми и
приемлемыми рисками должны ставиться задачи о качественном и
количественном анализе рисков и о разработке мероприятий по ограничению
рисков. При функционировании ГЭС в области приемлемых и высоких
рисков в обязательном порядке требуется качественная и количественная
оценка рисков и разработка специальных мероприятий по вхождению ГЭС в
область приемлемых рисков.
При попадании ГЭС в область между высокими и предельными
(критическими) рисками требуется обязательная качественная и
количественная оценка рисков и возможностей предупреждения тяжёлых
катастроф с большими ущербами.
7.5 Определение требований к ключевым показателям рисков
аварий и катастроф на основе нормативных критериев допустимого
риска
7.5.1 К ключевым показателям рисков аварий и катастроф следует
отнести:
показатели риска гибели или потери здоровья персонала ГЭС и
населения;
показатели риска повреждений и разрушений ГЭС и
сопряжённых объектов инфраструктуры;
показатели риска повреждений и уничтожения объектов
природной среды.
Эти риски в целом должны определяться как риски в сложной
социально-природно-техногенной среде, элементы которой взаимодействуют
сложным образом при штатных и аварийных ситуациях.
Ключевые показатели рисков обязательно должны носить
упреждающий характер и характеризовать неопределённость относительно
потенциальных событий. Ключевые показатели рисков должны
характеризовать потенциальные риски заблаговременно, чтобы иметь
возможность принять и внедрить реальные меры воздействия. Показатели,
основанные на учёте реализовавшихся рисков, могут служить ключевыми
50
CТО РусГидро 03.02.64-2012
показателями рисков лишь в той степени, в которой они характеризуют
потенциальные риски.
7.5.2 Ключевые показатели рисков аварий и катастроф должны быть
увязаны с проявлением роли поражающих факторов:
опасных потоков неуправляемой и неконтролируемой энергии
при переходе от штатных к аварийным и катастрофическим ситуациям;
опасных потоков веществ (химически и биологически
нейтральных или отравляющих и загрязняющих) при возникновении и
развитии аварийных и катастрофических ситуаций;
опасных потоков управляющей и контролирующей информации
как в системах регулирования и обеспечения безопасности ГЭС, так и в
системах оповещения и информирования персонала ГЭС и населения при
развитии аварийных и катастрофических ситуаций.
7.5.3 Из рисков по 7.5.1 и 7.5.2 могут формироваться различные группы
и сочетания ключевых показателей рисков, и по ним в количественной форме
должен определяться уровень потенциальной опасности ГЭС.
7.5.4 Ключевые показатели рисков и их группы по 7.5.1 – 7.5.3 в
зависимости от источников и причин возникновения аварий и катастроф
могут быть отнесены к компетенции и ответственности органов управления и
реализации программ и режимов работы ГЭС в штатных, аварийных и
катастрофических ситуациях.
7.5.5 Для всех составляющих рисков по 7.5.1 – 7.5.4 в число ключевых
показателей рисков следует вводить следующие:
показатели рисков, формирующиеся на заданной стадии
жизненного цикла ГЭС и определяемые на основе научного анализа
состояния ГЭС и условий эксплуатации;
приемлемые уровни рисков, в пределах которых допустимо
безопасное функционирование ГЭС и которые научно обосновываются и
назначаются на отраслевом и государственном уровне;
перечень недопустимых (критических) рисков, принципиально
ограничивающих
или
исключающих
возможность
дальнейшего
функционирования ГЭС и устанавливаемые на основе анализа
предшествующих аварий и катастроф или расчётов.
7.6 Требования к процессу мониторинга рисков по сценариям
(возникновения
и
развития)
наступления
аварийных
и
катастрофических ситуаций
7.6.1 В систему анализа, оценки и прогнозирования рисков аварий и
катастроф на ГЭС следует включить два определяющих параметра:
частота (вероятность, возможность) возникновения аварий и
катастроф,
оцениваемая
расчётом
по
стандарту
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009;
51
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ущербы (потери, убытки) от возникновения аварий и катастроф,
от ликвидации их последствий и от нарушения производственной
деятельности и жизнеобеспечения; при повреждениях и разрушениях ГЭС
они оцениваются расчётом.
7.6.2 Мониторинг рисков аварий и катастроф, определяемых как
произведение указанных в 7.6.1 параметров, следует основывать на
получении исходной непрерывной или интервальной расчётноэкспериментальной информации об этих параметрах для принятия решений о
допустимости дальнейшей эксплуатации ГЭС.
7.6.3 Для мониторинга параметров частоты (вероятности)
возникновения аварий и катастроф на ГЭС должна производиться штатная и
оперативная аварийная диагностика состояния основных компонентов и
систем ГЭС с измерением или установлением характеристик дефектности
несущих элементов, надёжности систем управления, механических свойств
конструкционных материалов, уровней внешних и внутренних воздействий и
реакций ГЭС на эти воздействия.
7.6.4 Для целей мониторинга рисков информация по 7.6.3 должна
пересчитываться в количественные показатели вероятностей (частот)
возникновения отказов, аварий и катастроф на заданной стадии жизненного
цикла с учётом их сценариев, начиная с наиболее тяжёлых приведенных на
рисунке 3, рисунке 4 и в таблице 3 и таблице 4.
7.6.5
По
данным
обобщения
предшествующего
опыта
функционирования ГЭС в штатных и аварийных ситуациях и по данным
расчётов экономических и натуральных ущербов для различных сценариев и
состояний ГЭС по 7.6.3 и 7.6.4 расчётом следует определять текущие
значения рисков по 7.6.1; эти риски изменяются во времени и составляют
основу мониторинга рисков.
7.6.6 В процедурах мониторинга рисков должны быть использованы
следующие данные:
прямых измерений и расчётов с учётом 7.6.1 – 7.6.5;
косвенные данные о риске возникших авариях и катастрофах на
других ГЭС, обработанные с целью оценки рисков с учётом настоящего
стандарта;
данные по оценке рисков в соответствии со стандартом
организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
7.6.7 Во всех случаях анализа и мониторинга рисков должны
регистрироваться основные источники получения первичной информации
приведенной на рисунке 1, рисунке 2, в таблице 1, таблице 3, таблице 4 и по
7.6.1 – 7.6.6, указываться методы её обработки и использования при расчётах
рисков.
7.7 Разработка принципов (алгоритмов)
действий при
обнаружении фактических отклонений от допустимого уровня опасных
событий, аварий и катастроф
52
CТО РусГидро 03.02.64-2012
7.7.1 При возникновении отклонений от допустимого уровня рисков
опасных событий, аварий и катастроф базовым принципом действий следует
считать ориентацию:
на степени превышения фактических уровней рисков над
приемлемыми рисками;
на уровень приемлемых рисков, установленных вышестоящими
организациями отраслевого или федерального уровня;
на наиболее тяжёлые и быстро протекающие сценарии перехода
от штатных к аварийным и катастрофическим ситуациям;
на риски гибели людей и потери их здоровья.
7.7.2 В перечень мероприятий по обеспечению функционирования ГЭС
на всех стадиях жизненного цикла в пределах приемлемых (допустимых)
рисков должны включаться:
мероприятия по предупреждению аварий и катастроф с рисками,
выше приемлемых;
мероприятия по ликвидации последствий аварий и катастроф как
с повышенными, так и с пониженными рисками.
При разработках перечней указанных мероприятий следует учитывать
требования федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ,
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753
и стандартов организации СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008, СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008.
7.7.3 В рамках реализации мониторинга рисков аварий и катастроф по
7.6 и мероприятий по снижению уровней рисков по 7.7.1 и 7.7.2 следует
предусматривать обязательную регистрацию и анализ этих мероприятий,
позволяющих оценивать как динамику рисков, так и эффективность
предлагаемых и осуществляемых мероприятий.
При этом основной целью такого анализа является оптимизация затрат
на осуществление мероприятий по снижению рисков аварий и катастроф, в
соответствии с которой увеличение этих затрат не должно превышать
достигаемое снижение экономических рисков от аварий и катастроф.
7.7.4 В состав источников информации для анализа мероприятий и
оценки их эффективности входят:
источники информации по мониторингу рисков в соответствии с
7.6;
53
CТО РусГидро 03.02.64-2012
стандарт организации СТО 70238424.27.140.026-2009 (пункт
5.3.8);
рекомендации приведенные в таблице 1 и таблице 2 в части
разработки и реализации мероприятий по анализу, оценке, прогнозированию
и снижению рисков аварий и катастроф.
7.8 Основные требования к формату, конфигурации и параметрам
информационной базы сценариев катастроф, аварий и отказов
7.8.1 Формат информационной базы по сценариям катастроф, аварий и
отказов должен отвечать следующим основным требованиям:
стать обязательной составной частью нормативных документов,
разрабатываемых (стандартов и сводов правил) по обеспечению
безопасности и защищённости ГЭС от аварий и катастроф с использованием
рисков;
соответствовать основным положениям государственных и
отраслевых докладов по чрезвычайным ситуациям, промышленной,
экологической и энергетической безопасности;
позволять осуществлять формирование и планирование
деятельности руководства ОАО «РусГидро» (филиалов, ДЗО) по
обеспечению функционирования отдельных ГЭС и всех ГЭС в пределах
приемлемых рисков.
7.8.2 Конфигурация и параметры информационной базы сценариев
аварий и инцидентов должны выбираться, исходя из следующих требований:
первостепенное значение должно придаваться информационной
базе по предупреждению и сценариям наиболее тяжёлых катастроф на
каскадах ГЭС и крупных ГЭС;
обработка
данных
указанной
информации
должна
осуществляться с ориентацией на получение данных об основных
составляющих рисков – вероятностях (частотах) и ущербах от аварий и
катастроф;
в рамках формируемых информационных баз должны выделяться
внешние и внутренние по отношению к ОАО «РусГидро» факторы
формирования и реализации рисков.
7.8.3 На основе обобщения отечественного (и зарубежного) опыта по
статистическому анализу рисков аварий и катастроф на ГЭС в ОАО
«РусГидро» должна создаваться новая специализированная информационная
база, которая должна стать составной частью общей информационной базы
по управлению деятельностью Общества на основе критериев риска.
Минимальный набор атрибутов, рекомендуемый для создания данной базы,
приведен в таблице 7.
54
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 7 – Формат информационной базы по катастрофам, авариям и отказам на ГЭС
Наименование
Характеристика
Объект
гидроэнергетики
Дата
Срок
Ущерб, руб.
эксплу- Людям Инфра- Прироатации,
структуре дной
год
среде
Г
Масштаб последствий
Н
Р
М
О
Л
Катастрофа
Каскад
ГЭС
ГЭС
Авария
с ЛИ
Компонент
ГЭС
Элемент
ГЭС
без ЛИ
Компонент
ГЭС
Элемент
ГЭС
Отказ
С остановками Узел
эксплуатации
Деталь
Без остановки
Узел
эксплуатации
Деталь
Примечание - Обозначение масштаба последствий: Г – глобальный, Н – национальный, Р – региональный, М – местный, О –
объектовый, Л – локальный
55
CТО РусГидро 03.02.64-2012
8 Количественная оценка риска аварий, ранжирование
аварий по уровню риска
8.1 Оценка вероятности (среднегодовой частоты) аварий и
катастроф
8.1.1 Основы методических подходов к оценке вероятности (частоты)
аварий и катастроф
8.1.1.1 Численные значения вероятностей (частоты) аварий и катастроф
на ГЭС для данного времени t следует определять по вероятностным или
статистическим данным о возникновении опасных сочетаний на объектах
гидроэнергетики на всех анализируемых стадиях жизненного цикла по
формуле
Pi = Fp (ni, No, t, KtФ )
(1)
8.1.1.2 В номенклатуру исходных численных данных для оценки
вероятности (частоты) аварий и катастроф для получения функционала Fp
следует включить:
- ni – число зарегистрированных или рассчитанных опасных событий
(процессов и явлений) данного типа (отказов, аварий, катастроф);
- No – общее число рассматриваемых объектов;
- t – интервал времени, в течение которого анализируются ni, No;
- KtФ – временной коэффициент функционирования объекта в заданном
режиме, определяемый отношением времени этого функционирования tф к
интервалу времени t (0 ≤ KtФ ≤ 1).
8.1.1.3 В техногенной сфере в качестве технических объектов
гидроэнергетики при анализе рисков должны рассматриваться:
объекты технического регулирования (ОТР) в соответствии с
федеральным законом от 27.12.2002 № 184-ФЗ;
опасные производственные объекты (ОПО) в соответствии с
федеральным законом от 21.07.97 № 116-Ф3;
критически важные объекты (КВО);
стратегически важные объекты (СВО) в соответствии с Указами
Президента РФ от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536.
8.1.1.4 В социальной сфере гидроэнергетики в число рассматриваемых
при анализе рисков объектов No могут быть включены:
проектировщики,
изыскатели
и
строители
на
гидроэлектростанциях, участвующие непосредственно в процессе их
проектирования и строительства;
персонал ГЭС, обеспечивающий на производственных
площадках работоспособность всех систем гидроэлектростанций на всех
стадиях жизненного цикла;
56
CТО РусГидро 03.02.64-2012
население, попадающее на соответствующих территориях под
действие повреждающих или поражающих факторов аварий и катастроф.
8.1.1.5 В природной сфере гидроэнергетики в число рассматриваемых
при анализе рисков объектов No могут быть включены:
объекты животного мира в зоне действия поражающих факторов;
объекты растительного мира в зоне действия поражающих
факторов;
объекты неживой природы (почва, атмосфера, вода) в зоне
действия повреждающих и поражающих факторов.
8.1.2 Использование статистических данных по аварийности и
надёжности, логических методов анализа и экспертных оценок
8.1.2.1 При количественных оценках показателей риска аварий и
катастроф следует использовать раздельные или комбинированные методы
по 5.6.2.
8.1.2.2 Наиболее достоверной информацией при оценках частот
возникновения аварий и катастроф на ГЭС следует рассматривать и
использовать статистическую информацию, приведенную в таблице 7,
отвечающую возможностям получения количественных показателей по
формуле (1).
8.1.2.3 Статистическая информация по 8.1.2.2 должна удовлетворять
общим требованиям к ней по 5.3 и 5.4 с точки зрения её объёма, полноты,
привязанности ко времени и объектам гидроэнергетики.
8.1.2.4 Если анализируемые в 8.1.1 события аварий и катастроф в
течение времени t не возникали (ni =0), то в рассмотрение следует вводить
такой отрезок времени t, в течение которого возникало хотя бы одно
опасное событие (ni = 1).
8.1.2.5 Если условия по 8.1.1 и 8.1.2.4 при анализе рисков аварий и
катастроф не выполняются, то величины Pni следует определять не
статистическими методами, а вероятностными, логико-вероятностными и
экспертными методами.
8.1.2.6 В тех случаях, когда при анализе безопасности объектов
гидроэнергетики проводились статистические оценки надёжности PP,Ri в
соответствии с требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ,
от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753
и стандарта организации СТО 70238424.27.140.026-2009 параметры частоты
Pni возникновения отказов, аварий и катастроф по формуле (1) для
рассматриваемых компонентов ГЭС могут быть оценены по уравнению
Pni = 1 - PP,Ri
(2)
57
CТО РусГидро 03.02.64-2012
8.2 Оценка ущербов от аварий и катастроф и требования к
исполнителям
8.2.1 Основы методических подходов к оценке ущербов
8.2.1.1 Суммарные ущербы Ui от i-й аварии и катастрофы в
гидроэнергетике должны определяться суммированием ущербов
Ui = FU { UNi, UТi, Usi }
(3)
в социальной сфере UNi от потери человеческих жизней и
здоровья (для персонала ГЭС и населения) при авариях и катастрофах;
в технической сфере UТi от повреждений и разрушения объектов
гидроэнергетики и сопутствующих объектов инфраструктуры в зонах
развития аварий и катастроф;
в природной сфере Usi вследствие повреждений и поражений
объектов живой и неживой природы.
8.2.1.2 При оценках величин UNi при авариях и катастрофах должны
учитываться:
ущербы от летальных исходов для людей;
ущербы от потери здоровья и трудоспособности.
8.2.1.3 При оценках величин UТi при авариях и катастрофах должны
учитываться:
ущербы от полного разрушения объектов ГЭС и других
инфраструктур;
ущербы от их частичного повреждения.
8.2.1.4. При оценках величин Usi при авариях и катастрофах должны
учитываться:
ущербы от уничтожения объектов природной среды;
ущербы от их частичного повреждения.
8.2.2 Требования к исполнителям анализа ущербов
8.2.2.1 Специалисты, занимающиеся анализом ущербов от аварий и
катастроф на ГЭС, должны обладать знаниями:
в области теории безопасности и рисков ГЭС;
в вопросах технико-экономических обоснований проектов ГЭС,
их строительства и эксплуатации;
в вопросах оценки социально-экономических последствий аварий
и катастроф на ГЭС;
в
области
анализа
экономической
эффективности
функционирования конкретных ГЭС, ОАО «РусГидро» и гидроэнергетики в
целом.
58
CТО РусГидро 03.02.64-2012
8.2.2.2 Исполнители анализа ущербов должны иметь доступ к исходной
экономической и технической информации на федеральном, отраслевом и
объектовом уровне для формирования таблицы 7 по 5.1 – 5.7, 8.2.1.1 – 8.2.1.4.
8.2.2.5 Исполнители анализа ущербов должны привлекаться к
разработке мероприятий, приведенных в таблицах 1, 2, 5 и на рисунке 4 по
снижению рисков аварий и катастроф и по оценке экономической
эффективности этих мероприятий.
8.2.2.6 При расчете ущербов и убытков от тяжелых аварий и катастроф
на ГЭС возможно использование СТО РусГидро 04.02.67-2011.
8.3 Оценка риска аварий на основе нормативных критериев
допустимого риска для различных рисков в соответствии с
классификатором
8.3.1 Оценка уровней формирующихся и реализующихся рисков
аварий и катастроф
8.3.1.1 Для анализируемого объекта и времени t на каждой из стадий
жизненного цикла по 5.2.3 у всех основных компонентов ГЭС по 5.2.2 при
количественной оценке рисков Ri(t) при возникновении опасного i- события
используется формула
Ri(t) = Pi(t) ∙ Ui(t),
(4)
где Pi(t) – частота (вероятность) возникновения i- события (отказы,
аварии, катастрофы) по 8.1.1;
Ui(t) – ущерб от i- события по 8.2.1.
8.3.1.2 При оценке рисков Ri(t) по 8.3.1.1 следует согласованно
учитывать:
объём, полноту, достоверность исходной информации по
величинам Pi(t) и Ui(t);
привязку информации Pi(t) и Ui(t) к соответствующим стадиям
жизненного цикла и компонентам ГЭС по 8.3.1.1;
все основные составляющие вероятностей Pi(t) по 8.1.1 и Ui(t) по
8.2.1 и приведенные в таблице 7.
8.3.2 Оценка уровней допустимых рисков аварий и катастроф
8.3.2.1 Допустимые (приемлемые) риски [R(t)] аварий и катастроф на
ГЭС должны устанавливаться согласованно руководством ОАО «РусГидро»,
Минэнерго России, МЧС России, Ростехнадзором России, Росстандартом,
Советом Безопасности Российской Федерации на основе научного
обоснования ведущими специалистами гидроэнергетики, Российской
академии наук, ведущих НИИ на основе федеральных законов от 27.12.2002
№ 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, 27.07.2010 № 225ФЗ, 21.12.94 № 68-ФЗ, 01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
59
CТО РусГидро 03.02.64-2012
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753
и стандарта организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
8.3.2.2 При обосновании и назначении величин [Ri(t)] должны
учитываться
в
соответствии
со
стандартом
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009:
социально-экономические
и
научно-технологические
возможности страны, регионов, отрасли, ОАО «РусГидро», компаний
гидроэнергетики и отдельных ГЭС;
обобщение отечественного опыта отраслей атомной и тепловой
энергетики, авиации, транспорта и др. в области анализа рисков в
соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 12.05.2009
№ 537, от 12.05.2009 № 536, федеральными законами от 27.12.2002 № 184ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от
21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, от
27.12.2009 № 347-ФЗ, Постановлениями Правительства РФ от 15.09.2009
№ 753, от 02.10.2009 № 782, от 24.02.2010 № 86, от 12.08.2010 № 623, от
16.02.2008 № 87, от 06.11.98 № 1303, национальными стандартами
ГОСТ Р 22.0.01, ГОСТ Р 22.0.06, ГОСТ Р 22.0.07, ГОСТ Р 22.3.03, ГОСТ
27.310,
ГОСТ Р 22.0.05,
ГОСТ Р 51897,
стандартами
организаций
СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,СТО 17330282.27.140.015-2008,
нормативными документами [1, 2];
обобщение международного опыта нормативно-правового
регулирования и обеспечения безопасности по критериям приемлемых
рисков.
8.3.2.3 При обосновании и назначении допускаемых рисков [Ri(t)]
должна использоваться статистическая или расчётная информация о
недопустимых (критических) рисках Riк(t) аварий и катастроф на ГЭС,
приведенных в таблице 5 и таблице 7.
8.3.2.4 Методика оценки допустимости безопасного функционирования
ГЭС с учётом вероятностей и ущербов в социальной, природной и
техногенной сферах по 8.1, 8.2 и 8.3.1 должна основываться на величинах:
формирующихся и реализующихся рисков Ri(t);
допускаемых (приемлемых) рисков [Ri(t)];
недопустимых (критических) рисков Riк(t).
60
CТО РусГидро 03.02.64-2012
8.4 Ранжирование аварий и катастроф по уровню риска в
соответствии с классификатором рисков и определение сценариев
рисков
8.4.1 Ранжирование аварий и катастроф
8.4.1.1 Опасные явления, процессы и события, возникающие и
развивающиеся на ГЭС на всех стадиях их жизненного цикла с учётом 5.2.1,
5.6.5 и 5.6.6, должны ранжироваться по качественным и количественным
показателям рисков.
8.4.1.2 В качестве исходного следует принимать пятикомпонентное
качественное ранжирование аварий и катастроф, приведенное в таблице 5, с
учётом соответствующих им диапазонов ущербов, приведенных в 7.1.1.1.
8.4.1.3 Указанное в 8.4.1.2 ранжирование аварий и катастроф
учитывает классификацию чрезвычайных ситуаций по постановлению
Правительства РФ от 21.05.2007 № 304.
8.4.1.4
Количественное
ранжирование
и
категорирование
потенциальной опасности ГЭС должно проводиться по величинам рисков с
учётом 8.4.1.1 – 8.4.1.3.
8.4.2 Определение сценариев аварий и катастроф
8.4.2.1 Первоочередное внимание при анализе рисков аварий и
катастроф должно уделяться определению сценариев развития повреждений,
отказов и аварий, ведущих к тяжёлым катастрофам по 8.4.1.2 и по рисунку 4.
8.4.2.2 В дальнейшем в построение сценариев следует включить аварии
и катастрофы с рисками глобального, национального, регионального,
местного, объектового и локального масштаба по 8.4.1.2.
8.4.2.3 В сценарий тяжёлой катастрофы с глобальными,
национальными и региональными ущербами по 8.4.2.1 следует включить:
определение источника тяжёлой катастрофы: критического
компонента ГЭС, критически опасного элемента, критической зоны этого
элемента, критического сечения и критической точки начала катастрофы;
определение временной последовательности развития опасных
событий: катастрофы, предшествующие разрушения, предшествующие
отказы и повреждения;
определение
сценариев
срабатывания,
повреждения
и
разрушения систем мониторинга, штатной аварийной диагностики и
автоматизированной защиты от аварий и катастроф.
8.4.2.4 В сценариях других видов катастроф и аварий по 8.4.1.2 и
8.4.2.2 должны вводиться те же источники, что и тяжёлых катастроф по
8.4.2.3.
8.4.2.5 После установления источников тяжёлых по 8.4.2.3 и других по
8.4.2.4 аварий и катастроф определяются основные инициирующие их
события:
61
CТО РусГидро 03.02.64-2012
экстремальные динамические и статические внешние воздействия
(землетрясения, падения летящих объектов, террористические акты и
военные действия, взрывы транспортируемых опасных веществ,
переполнение водных бассейнов, размывы донных зон плотин,
геодеформационные процессы на берегах);
длительное накопление усталостных, коррозионных, эрозионных,
трибологических повреждений в штатных и нештатных режимах, ведущее к
ускоренному процессу нарастания отказов и аварийных ситуаций,
переходящих в тяжёлые катастрофы;
работа ГЭС на опасных режимах мощности и изменения с
заходом в нерекомендованные области режимов;
отказы и аварии в штатных системах мониторинга, диагностики
состояния и защиты ГЭС;
отсутствие специальной аварийной диагностики, реагирующей на
предвестники аварий и катастроф и включающей автоматически аварийную
защиту;
недостаточность действующей нормативно-технической базы по
обеспечению защищённости ГЭС от тяжёлых аварий и катастроф;
отсутствие или недостаточность на ГЭС специальных служб
диагностики и мониторинга опасных аварийных и катастрофических
ситуаций;
отсутствие или недостаточность в ОАО «РусГидро» (филиалах,
ДЗО) программ и планов мероприятий по предупреждению катастроф и
ликвидации их последствий;
отсутствие или недостаточность сводной аналитической
информации об авариях и катастрофах на ГЭС с указанием их источников,
причин, периодичности и ущербов.
8.5 Определение существующих инструментов управления и
мониторинга уровня риска аварий и катастроф и требований к этим
инструментам
8.5.1 Структура инструментов управления и мониторинга рисков
8.5.1.1 Под управлением рисками аварий и катастроф на ГЭС (с учётом
их источников и причин) следует понимать процесс целенаправленного
воздействия со стороны субъекта управления (органов управления) - ОАО
«РусГидро» на объекты управления – подчинённые органы управления
состоянием и безопасностью ГЭС и силы ликвидации последствий аварий и
катастроф с целью обеспечения максимальной эффективности всех действий
как подчинённых органов управления, так и привлекаемых сил. Система
управления рисками ОАО «РусГидро» должна содержать нормативный
документ, регламентирующий в каких ситуациях и каким образом ОАО
62
CТО РусГидро 03.02.64-2012
«РусГидро» взаимодействует с государственными структурами, участие
которых в управлении рисками на ГЭС может потребоваться.
Рисунок 5 – Схема анализа, мониторинга и прогнозирования показателей рисков R(t),
вероятностей P(t) и ущербов U(t) от аварий и катастроф: t0 – время начала эксплуатации; ti
– время проведения анализа состояний и рисков; tj – прогнозное время; tk – конечное
назначенное время эксплуатации; ti – интервал предшествующего времени, для которого
имеется статистическая информация о предшествующих авариях и катастрофах; tj –
интервал прогнозного времени.
8.5.1.2 В мониторинг рисков аварий и катастроф на ГЭС следует
включать комплекс непрерывных или периодических наблюдений,
исследований, измерений и расчётов базовых показателей рисков Ri(t) –
вероятностей (частот) Pi(t) возникновения аварий и катастроф на ГЭС и
соответствующих им ущербов Ui(t), приведенных на рисунке 5, для времени
t o , t i, t j, t k
8.5.1.3 В систему инструментов управления и мониторинга рисков
аварий и катастроф на ГЭС следует включать: программы и планы
федеральных органов управления, ОАО «РусГидро», РАН, фундаментальных
исследований критериев, сценариев и механизмов возникновения и развития
аварий и катастроф на ГЭС с учётом их ранжирования (см. 8.4.1.1 – 8.4.1.4),
сценариев (см. 8.4.2.1 – 8.4.2.2), источников (см. 8.4.2.3 – 8.4.2.4) и причин
(см. 8.4.2.5) возникновения и развития аварий и катастроф;
8.5.1.4 Программы и планы прикладных исследований и разработок
федеральных органов управления, ОАО «РусГидро», ведущих НИИ, КБ и
предприятий
отрасли
гидроэнергетики
по
проблемам
анализа,
63
CТО РусГидро 03.02.64-2012
предупреждения аварий и катастроф на ГЭС и ликвидации их последствий
должны включать:
сформированные в едином пакете требования федеральных
законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.1997 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ,
от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, от 27.12.2009 № 347-ФЗ, Указов Президента
Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536,
Постановлений Правительства РФ от 15.09.2009 № 753, от 02.10.2009 № 782,
от 24.02.2010 № 86, от 12.08.2010 № 623, от 16.02.2008 № 87, от 06.11.98
№ 1303, национальных стандартов ГОСТ Р 22.0.01, ГОСТ Р 22.0.06,
ГОСТ Р 22.0.07,
ГОСТ Р 22.3.03,
ГОСТ Р 27.3.10,
ГОСТ Р 22.0.05,
ГОСТ Р 51897, стандартов организации СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008, СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008, правил [3] и методических указаний [4] в
части анализа рисков и предупреждения аварий и катастроф с доведением
этого пакета до руководителей ОАО «РусГидро» (исполнительного аппарата,
филиалов и ДЗО);
разработку и увязку комплексных ежегодных планов ОАО
«РусГидро», филиалов и ДЗО по повышению безопасности и защищённости
ГЭС от аварий и катастроф с максимальными прогнозными рисками их
возникновения;
формирование в ОАО «РусГидро» служб по анализу, диагностике
и мониторингу аварийных и катастрофических ситуаций, начиная с самых
тяжёлых по 8.4.1;
участие в подготовке ежегодных докладов по принадлежности
«службы ГЭС – ОАО «РусГидро» - отрасль – Ростехнадзор – МЧС России –
Правительство – Совет Безопасности Российской Федерации» об отказах,
авариях и катастрофах на ГЭС (отечественных и зарубежных);
создание на ГЭС и в ОАО «РусГидро» специализированных
средств аварийной диагностики и мониторинга за состоянием ГЭС,
алгоритмов и программ мониторинга рисков аварий и катастроф;
создание собственных сил и средств на ГЭС и в ОАО «РусГидро»
по предупреждению аварий и катастроф и ликвидации их последствий;
координацию программ и планов ГЭС, ОАО «РусГидро» и
отрасли гидроэнергетики с программами и планами Минэнерго России, МЧС
64
CТО РусГидро 03.02.64-2012
России, Ростехнадзора по предупреждению аварий и катастроф на ГЭС и
ликвидации их последствий.
8.5.1.5 Научной основой создания, развития и совершенствования
инструментов управления и мониторинга рисков по 8.5.1.1 – 8.5.1.4 должны
быть данные качественного и количественного анализа структуры
гидроэнергетики, ОАО «РусГидро», ГЭС, опасностей (повреждений, отказов,
аварий и катастроф), сценариев их возникновения.
8.5.2 Требования к инструментам управления и мониторинга рисков.
8.5.2.1 Управление безопасностью и защищённостью ГЭС от аварий и
катастроф в соответствии с рисунком 4 следует базировать на диагностике
состояния ГЭС и мониторинге рисков по двум направлениям:
специальный анализ и мониторинг дифференцированных рисков
аварий и катастроф в ОАО «РусГидро» с учётом требований федеральных
законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от
21.12.1994 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от
30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановления Правительства РФ от 15.09. 2009 № 753
и стандартов организации СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008, СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008;
общий анализ интегральных рисков функционирования и
управления, включающий анализ внешних рисков – риск менеджмент ОАО
«РусГидро», рисков возникновения аварий и катастроф на ГЭС и
являющийся специальным предметом деятельности Общества.
8.5.2.2 В число требований к системе инструментов управления и
мониторинга рисков входят:
полнота, достоверность и доступность получения исходной
информации о вероятностях Pi(t) (частотах) возникновения аварий и
катастроф по 8.1.1 и об ущербах Ui(t) от аварий и катастроф по 8.2.1;
обоснованность и достоверность получения информации о
величинах рисков Ri(t) аварий и катастроф по 8.3.1 и рисунку 5 для всех
стадий жизненного цикла в интервале времени to - tk;
иерархичность построения систем и инструментов управления
рисками аварий и катастроф, начиная с тяжёлых катастроф на ГЭС и кончая
отказами отдельных элементов ГЭС в процессе штатной эксплуатации;
65
CТО РусГидро 03.02.64-2012
соподчинённость и обратные связи в механизмах и инструментах
управления рисками на федеральном, региональном, местном и объектовом
уровнях по 8.2.1;
одновременность анализа управления тремя группами рисков по
8.3.2.3 – формирующимися рисками Ri(t), недопустимыми (критическим)
рисками Riк(t) и допустимыми рисками [Ri(t)].
8.6 Прогнозирование рисков аварий и катастроф с учётом выбора
методов управления
8.6.1 Методические подходы к прогнозированию рисков
8.6.1.1 Под прогнозированием рисков аварий и катастроф на ГЭС
следует понимать процесс количественной оценки рисков по 8.3.1.1 и
рисунку 5 на определённый момент времени в будущем с учётом изменения
условий
формирования
и
реализации
опасностей
создания
и
функционирования ГЭС на предшествующих ti и прогнозных tj (ti ≤ tj ≤ tk)
отрезках времени.
8.6.1.2 Научной основой прогнозирования рисков аварий и катастроф
на ГЭС следует считать построение временных зависимостей величин рисков
Ri(t).
8.6.1.3 Прогноз рисков Ri(t) предполагает для указанных в 8.6.1.1
отрезков времени определение вероятностей (частот) Pi(t) возникновения
аварий и катастроф по 8.1.1 и соответствующих ущербов Ui(t) по 8.2.1.
8.6.1.4 При прогнозировании рисков Ri(t) используются следующие
основные методы:
интерполяция для величин рисков Ri(t) в начальный ti и конечный
tj прогнозный период через интервалы ti и tj;
экстраполяция величин рисков Ri(t) для ряда интервалов ti и
моментов ti в предшествующем периоде функционирования ГЭС;
метод имитационного моделирования развития опасных
процессов на ГЭС с учётом временных функций накопления повреждений,
отказов и катастроф.
8.6.2 Учёт выбора методов управления при прогнозировании рисков
8.6.2.1 Для выбора методов управления и снижения прогнозных рисков
аварий и катастроф на ГЭС должно проводиться обоснование трёх основных
величин рисков Ri(t), [Ri(t)] и Rik(t) по 8.3.2.4 с учётом ранжирования аварий и
катастроф по степени опасности (см. 7.1 и 8.4). При этом должны
различаться:
методы государственного директивного управления рисками
тяжёлых катастроф с последствиями национального и глобального масштаба
в соответствии с требованиями от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536,
федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от
03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.1997 № 116-Ф3, от
66
CТО РусГидро 03.02.64-2012
27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ, от
22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Указов Президента
Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536 и
Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753;
методы регионального и отраслевого (Минэнерго России,
Минрегион России, Ростехнадзор) управления рисками аварий и катастроф
высокой тяжести с региональными масштабами ущербов;
методы местного управления и управления рисками аварий и
катастроф средней тяжести с местными масштабами ущербов на уровне ОАО
«РусГидро», филиалов и ДЗО;
методы объектового управления в аварийных ситуациях с
объектовыми масштабами ущербов на уровне ОАО «РусГидро», филиалов и
ДЗО.
8.6.2.2 На всех уровнях, названных в 8.6.2.1, при выборе методов
управления прогнозными рисками аварий и катастроф на ГЭС должна
применяться унифицированная методическая база анализа рисков,
приведенная в таблице 1 – таблице 5, на рисунке 4 и рисунке 5. При этом на
уровне ОАО «РусГидро» формат методической базы должен учитывать
форматы вышестоящих уровней, а при их отсутствии – должен быть создан
свой формат в соответствии с требованиями настоящего Стандарта.
9
Разработка
мероприятий
по
гидроэлектростанций
организационных
и
технических
управлению
риском
аварий
9.1 Определение принципов формирования перечня мероприятий
по управлению рисками аварий и катастроф
9.1.1 В рамках планирования непрерывности функционирования
гидроэнергетики в целом и бизнеса основополагающими являются
следующие принципы:
построение прогнозных трендовых закономерностей развития
гидроэнергетики
с
учётом
изменения
энергопроизводства
и
энергопотребления в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной
перспективе и условий штатного функционирования всех объектов
гидроэнергетики;
введение в указанные выше трендовые зависимости
возможностей, вероятностей и частот аварий и катастроф в гидроэнергетике
с глобальными, национальными и региональными последствиями;
формирование новой политики отрасли по предупреждению
аварий и катастроф и по снижению их рисков до приемлемого уровня.
9.1.2 В типовой последовательности процедур реализации принципов
по 9.1.1 должны различаться мероприятия трёх уровней:
67
CТО РусГидро 03.02.64-2012
на уровне федеральных и отраслевых структур в соответствии с
требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003
№ 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.1994 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315-ФЗ,
от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Указов Президента
Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536 и
Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753;
на уровне ОАО «РусГидро» с учётом требований стандартов
организации СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008, СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008, а также указанной выше федеральной и
отраслевой базы;
на уровне руководства филиалов и ДЗО ОАО «РусГидро» с
учётом требований федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от
26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от
21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Указов Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от
12.05.2009 № 536, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и
стандартов
организации
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО
17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008, СТО 17330282.27.140.015-2008.
9.1.3 Для всех уровней по 9.1.2 последовательность процедур
включает:
анализ состояния всей правовой и нормативной базы,
ориентированной на управление рисками;
анализ и категорирование аварий и катастроф на ГЭС,
создающих риски глобального, национального, регионального, местного,
объектового и локального масштаба;
анализ сценариев, источников и причин возникновения и
развития указанных выше аварий и катастроф;
68
CТО РусГидро 03.02.64-2012
разработка мероприятий по парированию, предупреждению
аварий и катастроф с неприемлемыми рисками;
изменение научной, организационной и финансовой политики,
направленное на снижение рисков аварий и катастроф.
9.1.4 Для реализации комплекса мероприятий по 9.1.3 формируются
требования к источникам информации, содержащим рекомендации по
управлению рисками на каждом объекте.
9.2 Общие требования к исполнителям
мероприятий по управлению рисками
процесса
выбора
9.2.1 В состав исполнителей процесса выбора мероприятий по
управлению рисками должны входить специалисты трёх уровней по 9.1.2,
обладающие знаниями и опытом в части:
анализа и систематизации информации об основных опасностях и
рисках функционирования гидроэнергетики, каскадов ГЭС и отдельных ГЭС;
теории безопасности и анализа, оценки, прогноза и мониторинга
рисков, аварий и катастроф;
теории моделирования аварийных и катастрофических ситуаций
на всех стадиях жизненного цикла;
теории и практики штатной и аварийной диагностики состояния
ГЭС, компонентов, элементов, узлов и деталей;
теории построения системы защиты ГЭС от аварий и катастроф;
экономики и социологии аварий и катастроф;
теории и практики управления в аварийных и катастрофических
ситуациях.
9.2.2 Разработчики мероприятий по управлению рисками должны
руководствоваться специальной процедурой, указанной в Приложении Д,
вытекающей из методологических требований раздела 10, проходить
повышение квалификации по управлению рисками и получать
соответствующую аттестацию в соответствии с федеральными законами от
27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от
01.12.2007 № 315-ФЗ.
9.3 Определение подходов к оценке степени влияния реализуемых
мероприятий на уровень риска аварий и катастроф
9.3.1 Основу подхода к оценке степени влияния реализуемых
мероприятий на уровень риска аварий и катастроф составляют:
выполнение условий функционирования ГЭС в пределах
приемлемых рисков на всех стадиях их жизненного цикла с учётом базовых
положений раздела 10;
69
CТО РусГидро 03.02.64-2012
выполнение условий эффективной деятельности, ОАО
«РусГидро», филиалов и ДЗО, учитывающих возникающие и реализующиеся
риски в соответствии с разделом 10.
9.3.2 Приоритетным подходом следует считать тот, который
обеспечивает максимальную величину коэффициента эффективности затрат
на снижение рисков аварий и катастроф, начиная с наиболее тяжёлых.
9.4 Разработка критериев выбора технических мер для
уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций, их
предупреждения, ликвидации последствий возможных аварий
9.4.1 Основным направлением выбора мер для снижения вероятности
возникновения аварийных ситуаций является перевод управления
функционированием ОАО «РусГидро», филиалов и ДЗО на критерии
формируемых и приемлемых рисков для каждой ГЭС.
9.4.2 Вероятность (частота) возникновения аварийных ситуаций,
лежащая в основе надёжности и безопасности ГЭС, предопределяет выбор
следующих технических мер:
разработку сводного информационного и методического
материала (свода правил) по анализу и уровням формирующихся рисков;
создание систем оперативной диагностики аварийных и
катастрофических ситуаций с введением определяющих предвестников ухода
ГЭС из штатных в опасные нештатные ситуации;
создание систем автоматизированной и ручной защиты от аварий
и катастроф по мере их развития;
создание систем оперативного информирования и аварийного
оповещения при развитии аварийных и катастрофических ситуаций;
создание сил и средств по ликвидации чрезвычайных ситуаций с
учётом их тяжести;
разработку методов и систем восстановления ГЭС после
ликвидации чрезвычайных ситуаций.
9.4.3 Критерием эффективности указанных в 9.4.1 мер является степень
снижения рисков аварий и катастроф на ГЭС с учётом основных положений
раздела 10.
9.4.4 При выборе и обосновании мер по 9.4.1, 9.4.2 следует оценивать
дополнительные риски от реализации этих мер в общем комплексе
анализируемых сценариев, вероятностей и рисков аварий и катастроф.
9.5 Разработка критериев выбора организационных мер для
уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций
9.5.1 В состав критериев выбора организационных мер для уменьшения
вероятности возникновения аварийных и катастрофических ситуаций входят:
70
CТО РусГидро 03.02.64-2012
критерии готовности нормативной базы, кадрового состава,
структур, руководства и исполнителей к предупреждению возникновения
аварийных и катастрофических ситуаций на ГЭС:
критерии экономических возможностей ОАО «РусГидро»,
филиалов и ДЗО планировать и реализовывать мероприятия по повышению
защищённости ГЭС от аварий и катастроф;
критерии полноты комплексного диагностического анализа
аварийных и катастрофических ситуаций с учётом их уязвимости в этих
ситуациях;
критерии достоверности предвестников аварий и катастроф,
оцениваемых оперативной аварийной диагностикой;
критерии готовности операторов и персонала к действиям в
чрезвычайных ситуациях аварий и катастроф.
9.5.2 Приведённые в 9.5.1 критерии должны отвечать базовым
показателям рисков аварий и катастроф – фактическим, приемлемым и
критическим в соответствии с разделом 10.
9.6 Разработка типового перечня организационно-технических
мероприятий для уменьшения вероятности возникновения аварийных и
катастрофических ситуаций, их предупреждения и ликвидации
последствий возможных аварий
9.6.1 Типовой перечень мероприятий организационно-технического
характера должен ориентироваться преимущественно на два последние
уровня управления рисками аварий и катастроф по 9.1.2 – уровень ОАО
«РусГидро», филиалов и ДЗО.
9.6.2 Типовой перечень мероприятий должен отвечать критериям
выбора состава мероприятий по 9.4.2, их эффективности и полноты по 9.4.3 и
9.5.1.
9.6.3 В перечень организационно-технических мероприятий с учётом
требований раздела 10 и приложений должны дифференцированно
включаться мероприятия:
по предупреждению аварийных и катастрофических ситуаций на
ГЭС;
по ликвидации их последствий непосредственно после
возникновения;
по преодолению долговременных последствий аварий и
катастроф.
9.7 Разработка типовых форм документов, используемых
разработке и контроле организационно-технических мероприятий
при
9.7.1 Исходной типовой формой документов при разработке и контроле
организационно-технических мероприятий должен стать специальный раздел
71
CТО РусГидро 03.02.64-2012
свода правил по обеспечению защищённости ГЭС от аварий и катастроф,
подлежащий разработке в ОАО «РусГидро», обобщающий предшествующий
отечественный и зарубежный опыт.
9.7.2 В состав типовых форм документов должны входить:
перечни и классификаторы потенциально опасных ГЭС,
приведенные в таблице 8;
перечни и классификаторы видов чрезвычайных ситуаций в
соответствии с разделом 10;
перечень источников и причин аварий и катастроф в
соответствии с разделом 10;
перечни методов анализа рисков аварий и катастроф по 5.6.2;
перечни используемых методов оперативной диагностики
аварийных и катастрофических ситуаций;
перечни мер организационно-технического характера по
предупреждению аварий и катастроф и по ликвидации их последствий по
9.4.1;
перечень критериев выбора организационных мер по 9.5.1.
9.7.3 Типовые формы должны отвечать конечным целям управления
рисками аварий и катастроф в соответствии с разделом 10.
9.8 Формирование предложений по изменению действующих
корпоративных документов в части планирования и реализации
производственных программ Общества
9.8.1 В развитии действующих корпоративных документов в части
планирования и реализации производственных программ ОАО «РусГидро»
важную роль приобретают:
дальнейшая корректировка действующих программ в рамках уже
принятых ОАО «РусГидро» изменений в нормативно-технической базе после
аварии на Саяно-Шушенской ГЭС;
разработка нового свода правил по обеспечению безопасности и
защищённости ГЭС, как стратегически важных объектов, от аварий и
катастроф по критериям рисков с учётом настоящего стандарта.
9.8.2 Одним из определяющих корпоративных документов по
планированию и реализации производственных программ может стать
директива ОАО «РусГидро» об обязательном анализе двух ситуаций по
рисунку 4:
штатное функционирование ГЭС ОАО «РусГидро» без учёта
тяжёлых аварий и катастроф в рамках действующих корпоративных
документов или их недопустимости (при нулевых рисках);
возможный переход ГЭС в аварийные или катастрофические
состояния с неприемлемыми или недопустимыми рисками, изменяющими
72
CТО РусГидро 03.02.64-2012
стратегию и тактику управления и обеспечения безопасностью по
количественным критериям рисков (при ненулевых рисках).
9.8.3 Учёт второй ситуации по 9.8.2 приводит к необходимости
планирования и реализации дополнительных и специальных программ ОАО
«РусГидро» в части повышения безопасности и защищённости ГЭС от
аварий и катастроф.
9.8.4 При составлении и реализации этих программ следует оценивать
эффективность затрат на снижение рисков катастроф по разделу 10 в
соответствии с методикой, изложенной в приложении Д, и принимать к
реализации наиболее эффективные мероприятия по снижению рисков
катастроф.
В случае недостаточности данных для применения методики
изложенной в приложении Д, допустимо оценивать затраты на снижение
рисков катастроф исходя из следующих предложений:
затраты могут составлять до 3 – 5% от затрат на создание новых
ГЭС, в том числе 1 – 2% на обеспечение их защищённости от катастроф
(дополнительно к затратам на обеспечение надёжности и безопасности);
затраты на обеспечение безопасного функционирования
действующих ГЭС следует предусматривать на уровне не ниже 10% от
расчётных формирующихся рисков; затраты на обеспечение защищённости
от катастроф должны составлять 2 – 3%;
затраты на ввод в эксплуатацию ГЭС, восстанавливаемых после
аварий и катастроф, могут быть на уровне 5 – 10% от затрат на
восстановление, в том числе 1 – 2% на обеспечение защищённости от
катастроф.
10 Методы анализа, оценки риска и прогнозирования
риска аварий и катастроф на ГЭС
10.1 Основные положения
10.1.1 При количественном и качественном анализе, оценке и
прогнозировании рисков аварий и катастроф на ГЭС величины рисков Ri(t)
аварий и катастроф следует определять через основные составляющие –
вероятности (частоты) Pi(t) по 8.1.1.1 и ущербы Ui(t) по 8.2.1.1.
10.1.2 В методах анализа, оценки и прогнозирования рисков
учитываются в первую очередь наиболее тяжёлые катастрофы со своими
сценариями, источниками и причинами по 8.4.1.1.
10.1.3 В качестве основных используются риски для жизни и здоровья
людей (операторов, персонала, населения), для объектов техносферы (ГЭС и
других инфраструктур) и для объектов живой и неживой природы.
10.1.4 Анализ, оценка и прогнозирование рисков должен
ориентироваться на категорирование потенциальной опасности объектов
гидроэнергетики по 8.1.1.3.
73
CТО РусГидро 03.02.64-2012
10.1.5 При анализе, оценке и прогнозировании рисков следует
использовать комплексные методы в соответствии с 5.6.2.
10.1.6 Конечной целью анализа, оценки и прогнозирования рисков
следует считать определение трёх групп количественных показателей рисков
по 8.3.2.4: формирующихся и реализующихся рисков Ri(t), допустимых
(приемлемых) рисков [Ri(t)] и недопустимых (критических) рисков Riк(t).
10.1.7 По указанным величинам рисков принимаются все
основополагающие организационные, эксплуатационные, экономические,
управленческие,
конструкторские,
технологические,
надзорные
и
запрещающие решения по 8.5 и 8.6.
10.2 Оценки опасностей аварий и катастроф на ГЭС
10.2.1 Опасности аварий и катастроф на ГЭС, как и на сопряжённых
потенциально опасных объектах инфраструктуры, должны определяться на
основе информации, приведенной в таблице 8 четырьмя основными
группами объектов (ГО):
стратегически важные объекты – СВО;
критически важные объекты – КВО;
опасные производственные объекты – ОПО;
объекты технического регулирования – ОТР.
Т а б ли ц а 8 – Группы потенциально опасных объектов ГЭС*
Группа
ГО1
Наименование
Объекты технического
регулирования
Опасные производственные
объекты
Обозначение
ОТР
ГО3
Критически важные объекты
КВО
ГО4
Стратегически важные
объекты
СВО
ГО2
ОПО
Состав объектов
Компоненты, узлы, детали
ГЭС
ГЭС мощностью от 0,2 млн.
кВт до 1 млн. кВт и
компоненты ГЭС
ГЭС мощностью от 1 млн. кВт
до 4 млн. кВт
Каскады
крупных
ГЭС,
крупнейшие ГЭС мощностью
от 4 млн. кВт до 8 млн. кВт
*Группа объекта может быть повышена (понижена) на основании распоряжения ОАО «РусГидро».
При анализе и оценке рисков тяжёлых аварий и катастроф в
гидроэнергетике с учётом степени снижения потенциальной опасности
используется последовательность объектов ГО4 – ГО3 – ГО2 – ГО1.
Обязательному анализу подлежат катастрофы на ГО4 – ГО3; для ГО1 – ГО2
анализ аварий следует проводить в соответствии со стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009.
10.2.2 В качестве основных поражающих факторов (ПФ) при авариях и
катастрофах на ГЭС, как и на других потенциально опасных объектах,
следует использовать:
74
CТО РусГидро 03.02.64-2012
опасное
неконтролируемое
выделение
энергии
Е
(гидродинамическая, электромагнитная, кинетическая, тепловая);
опасное неконтролируемое выделение (выбросы) вещества W
(вода, масло, продукты горения, детали разрушаемого оборудования);
опасные нарушаемые или ложные потоки информации I в
системах управления и регулирования.
По различным сочетаниям поражающих факторов Е, W, I следует
определять категории (К) опасностей аварий и катастроф на ГЭС и
соответствующие риски RE, RW и RI с учётом 8.4.1.2 и данных, приведенных
в таблице 9.
Т а б ли ц а 9 – Поражающие факторы аварий и катастроф на ГЭС
Группа
Наименование
ПФ1
Опасные потоки
информации
Опасные потоки
вещества
Опасные потоки
энергии
ПФ2
ПФ3
Обозначение
I
Риски
RI(t)
W
RW(t)
Е
RE(t)
Характеристика
Информация в системах управления,
регулирования, защиты
Вода, разные жидкости, продукты
горения
Энергия напора воды, тепловая
энергия
при
пожарах,
электромагнитная
энергия
в
генераторах,
трансформаторах,
сетях
При анализе рисков тяжёлых аварий и катастроф на ГЭС должна
рассматриваться последовательность ПФ3 - ПФ2 - ПФ1.
10.2.3 Инициирующими факторами (ИФ) аварий и катастроф на ГЭС
могут быть следующие:
природные факторы (S);
техногенные факторы (Т);
человеческий фактор (N)
и соответствующие им риски RS, RТ, RN.
Т а б ли ц а 10 – Инициирующие факторы аварий и катастроф на ГЭС
Группа
ИФ1
ИФ2
ИФ3
Наименование
Природные факторы
Техногенные
факторы
Человеческий
фактор
Риски
RS(t)
RТ(t)
RN(t)
Характеристика
Природные
явления
медленного
–
кинетического и быстрого – динамического
характеров
Повреждения, отказы, разрушения, взрывы,
пожары, обвалы, крушения
Ошибки
операторов,
персонала,
руководителей
всех
уровней,
несанкционированные и террористические
воздействия
75
CТО РусГидро 03.02.64-2012
При анализе и оценке рисков и построении сценариев аварий и
катастроф на ГЭС обязательно следует учитывать все группы инициирующих
факторов, приведенных в таблице 10.
10.2.4 При анализе, оценке и прогнозировании рисков аварий и
катастроф на ГЭС в рассмотрение следует вводить 6 категорий возникающих
чрезвычайных ситуаций, отличающихся вероятностью их возникновения и
последствиями:
локальные, возникающие на элементах ГЭС внутри компонентов;
объектовые, возникающие на компонентах ГЭС в пределах их
производственных площадок;
местные, возникающие на компонентах ГЭС и поражающие
прилегающие территории;
региональные, возникающие на ГЭС и наносящие ущербы
регионам страны;
национальные, возникающие на ГЭС и каскадах ГЭС и
наносящие ущербы стране;
глобальные, возникающие на крупнейших ГЭС и каскадах ГЭС и
наносящие ущербы сопредельным государства.
Т а б ли ц а 11 – Категории чрезвычайных ситуаций, связанных с авариями и
катастрофами на ГЭС
Группа
Наименование
Риски
Характеристика
Повреждения, отказы элементов ГЭС
Отказы, разрушения элементов ГЭС
Разрушения элементов и компонентов ГЭС с
ущербами для здоровья людей, объектов ГЭС и
природной среды
Разрушения компонентов ГЭС с ущербами для
жизни и здоровья людей, объектов ГЭС и
сопряжённых объектов, природной среды
Разрушения ГЭС и каскадов ГЭС с ущербами
для жизни и здоровья людей, для сопряжённых
объектов и окружающей среды
Разрушения крупнейших ГЭС и каскадов ГЭС с
ущербами для жизни и здоровья работников
ГЭС и населения, разрушения сопряжённых
объектов и природной среды
К1
К2
К3
Локальные
Объектовые
Местные
RK1(t)
RK2(t)
RK3(t)
К4
Региональные
RK4(t)
К5
Национальные
RK5(t)
К6
Глобальные
RK6(t)
10.3 Количественные методы анализа и оценки риска аварий и
катастроф на ГЭС
10.3.1 Категорирование опасностей и рисков
10.3.1.1 Качественный анализ основных поражающих факторов ПФ и
рисков RE, RW, RI по 10.2.2, инициирующих факторов ИФ и рисков RS(t), RТ(t)
76
CТО РусГидро 03.02.64-2012
и RN(t) по 10.2.3 и категорий К чрезвычайных ситуаций (К1 – К6) по 10.2.4
должен быть использован для количественной оценки потенциальной
опасности и категорирования ГЭС на основе выражений для относительных
величин рисков R КПФ и R КИФ , привязанных к категориям чрезвычайных
ситуаций
2
2
2
R КПФ  R KE  R KW  R KI
2
2
(5)
2
R КИФ  R S (t )  RT (t )  R N (t )
(6)
10.3.1.2 Численные значения относительных величин рисков R в
подкоренных частях по формуле (5) и формуле (6) для ГЭС и каскадов ГЭС с
группами категорий К6 – К1, приведенных в таблице 11, варьируются от 6 до
1 по мере снижения потенциальной опасности.
10.3.1.3 Для группы ГО4 стратегически важных объектов СВО в
соответствии с таблицей 1 предельные величины R для самых тяжёлых
катастроф К6, приведенных в таблице 11, могут быть экстремальными
R KE  R KW  R KI  R S (t )  RT (t )  R N (t )  6
(7)
При этом по формулам (5) и (6)
R КПФ  R КИФ  10,4
10.3.1.4 Для группы ГО1 объектов технического регулирования ОТР,
приведенных в таблице 8, минимальные величины относительных рисков R
для локальных аварий при
R KE  R KW  R KI  R S (t )  RT (t )  R N (t )  1
(8)
можно получить
R КПФ  R КИФ  1,73
10.3.1.5 Для всех анализируемых случаев каскадов ГЭС, ГЭС,
компонентов и элементов ГЭС величины R КПФ и R КИФ устанавливаются по
формуле (5) и формуле (6) в интервале от 10,4 до 1,73 при своих значениях
величин R KE , R KW , R KI , R S (t ), RT (t ), R N (t ) по результатам предварительной
оценки опасностей поражающих и инициирующих факторов.
10.3.1.6 Все функционирующие, строящиеся и проектируемые ГЭС
могут быть категорированы по степени их потенциальной опасности,
77
CТО РусГидро 03.02.64-2012
оцениваемой максимальными из двух величин R КПФ и R КИФ по формуле (5) и
формуле (6) в интервале от 10,4 до 1,73 для каждой ГЭС или каскада ГЭС
внутри групп опасных объектов в соответствии с таблицей 1: для СВО – от
8,70 до 10,4; для КВО – 6,92 до 8,70; для ОПО – от 3,46 до 6,9; для ОТР – от
1,73 до 5,2.
10.3.2 Определяющие выражения для анализа, оценки и
прогнозирования рисков
10.3.2.1 При количественных оценках интегральных рисков R(t) аварий
и катастроф на ГЭС следует использовать в соответствии со стандартом
организации СТО 17330282.27.140.015-2008 формулы
R(t )  FR {Pi (t )  U i (t )}
(9)
При этом в случае применения статистических методов
R(t )   Ri (t )  Pi (t )  U i (t ) ,
n
n
i 1
i 1
(10)
а в случае применения вероятностных методов

R(t )   Cи U (t )  P(U (t )) dU   C р P(t )  U ( P(t )) dP,
(11)
где Pi(t) – частота i- неблагоприятного события;
Ui(t) – среднее значение ущербов для i- события;
U(t) – текущее значение ущерба от неблагоприятного события;
P(t) – текущее значение вероятности неблагоприятного события;
P(U(t)) – выражение для P(t) через U(t);
U(P(t)) – выражение для U(t) через P(t);
Си, СР – коэффициенты в выражениях, связывающих P(t) и U(t);
FR – функционал, определяющий связь между Pi(t) и Ui(t).
10.3.2.2 В формулах (9)-(11) ущербы Ui(t) и U(t) определяются
отдельно:
для человека (персонала ГЭС и населения) с учётом потери
жизни и здоровья UN(t);
для объектов техносферы и сопряжённых инфраструктур UТ(t);
для объектов окружающей природной среды US(t) в зонах
повреждения от аварий и катастроф.
10.3.2.3 Возникающие при авариях и катастрофах ущербы U(t)
определяются инициирующими факторами по 10.2.3 и поражающими
факторами по 10.2.2.
10.3.2.4 В формулах (9)-(11) вероятности (частоты) P(t) возникновения
аварий и катастроф на ГЭС определяются вероятностью (частотой) перехода
78
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ГЭС из штатных в аварийные и катастрофические ситуации с различными
масштабами последствий по 10.2.4.
10.3.2.5 Величины P(t) связываются с вероятностями проявления
инициирующих факторов по 10.2.3 и поражающих факторов по 10.2.4.
10.3.2.6 Исходной и важнейшей информацией для анализа и оценки
параметров P(t) и U(t) является обобщающая информация по разделу 8 о
реализовавшихся в отечественной и зарубежной гидроэнергетике тяжёлых
авариях и катастрофах на ГЭС.
10.3.2.7 При отсутствии этой информации в анализе рисков
используются:
данные по условиям и параметрам возникновения отказов и
аварий на унифицированном или аналогичном с ГЭС оборудовании (насосы,
трубопроводы, приводы, трансформаторы, системы защиты, валы,
подшипники и др.).
10.3.2.8 При отсутствии информации по 10.3.2.6 и 10.3.2.7 в расчёт
вероятностей, ущербов и рисков в первую очередь могут вводиться данные:
вероятностного анализа аварий с использованием расчётных
моделей каскадов ГЭС, ГЭС и компонентов ГЭС, узлов и элементов
оборудования
в
соответствии
со
стандартами
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.015-2008;
имитационного
моделирования
каскадов
ГЭС,
ГЭС,
оборудования ГЭС, рабочих, аварийных и катастрофических процессов в
соответствии со стандартами организации СТО 70238424.27.140.026-2009.
10.3.2.9 Составляющие рисков R(t), U, U(t) и P, P(t) будут численно
определяться по формулам
U  U (t )  FU {U N ,UT ,U S }    FUC (U Ni (t ),UTi (t ),U Si (t ) 
(12)
P  P(t )  FP{PN , PT , PS }   FPi{PNi (t ), PTi (t ), PSi (t )}
(13)
R  R(t )  FR U  P  FR U (t )  P(t ) ,
(14)
i
i
где FR – функционал для оценки риска;
FU – функционал для оценки ущербов;
FP – функционал для оценки вероятностей (частот) аварий и катастроф.
10.3.2.10 Для уточнённого количественного анализа рисков Ri(t), R(t),
ущербов Ui(t), U(t) и вероятностей Pi(t), P(t) должны строиться сложные и
адекватные математические модели объектов ГЭС (СВО, КВО, ОПО, ОТР)
по 10.2.1, сценарии штатных рабочих, аварийных и катастрофических
процессов. В этих моделях должны использоваться как заданные, так и
постулированные опасные состояния и процессы, развивающиеся во времени
t. Это является основой построения временных шкал рисков Ri(t), R(t),
ущербов U(t) и вероятностей P(t) по рисунку 5.
79
CТО РусГидро 03.02.64-2012
10.3.2.11 Анализируемые штатные и аварийные ситуации (АС),
вводимые в оценку рисков по формулам (9)-(14) для всех стадий жизненного
цикла ГЭС, следует разделить на следующие пять групп с возрастанием
рисков: нормальные (штатные); отклонения от нормальных штатных;
проектные аварийные, запроектные аварийные и катастрофические;
гипотетические катастрофические (таблица 12). Эти ситуации имеют
различный уровень защищённости ГЭС от аварий и катастроф.
Т а б ли ц а 12 – Виды аварийных и катастрофических ситуаций
Группа
АС1
Наименование
Нормальная
(штатная)
ситуация
АС2
Отклонение от
нормальной
ситуации
АС3
Проектная
аварийная
ситуация
АС4
Запроектная
аварийная или
катастрофическ
ая ситуация
АС5
Гипотетическая
катастрофическ
ая ситуация
Характеристика ситуаций
Накопление
повреждений
и
отказов, устраняемых штатными
инструкциями и технологиями
при ремонте
Возникновение отказов и
частичных разрушений без потери
работоспособности,
ремонтновосстановительные работы
Возникновение
критических
отказов
и аварий без гибели
людей. Штатная и аварийная
диагностика. Останов эксплуатации, ремонт, восстановление и
замена повреждённых элементов
Возникновение серии аварий и
катастроф с гибелью людей,
разрушением компонентов ГЭС,
повреждением природной среды.
Останов эксплуатации. Ремонт и
замена.
Оценка
уровня
остаточных и новых рисков
Самая тяжёлая по ущербам
человеку, инфраструктурам и
природной
среде
ситуация.
Частичное или полное разрушение каскадов ГЭС, ГЭС и
компонентов. Останов эксплуатации ГЭС, ремонту не подлежит
Уровень защищённости
Повышенный.
Обеспечен нормами и
средствами защиты
Достаточный.
Частично
обеспечен
нормами и системами
защиты
Частичный.
Требует
новых норм и систем
защиты
Недостаточный.
Требует специальных
норм, средств и систем
защиты
Низкий.
Требует использования
опыта норм и систем
защиты для новых ГЭС
10.3.2.12 В качестве инициирующих факторов (ИФ) аварийных и
катастрофических ситуаций АС1-АС5, приведенных в таблице 12, следует
рассматривать: внешние и внутренние факторы; антропогенные, природные,
техногенные факторы (см. таблицу 13). Это требует различной степени
анализа и прогнозирования риска.
80
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Т а б ли ц а 13 – Характеристика инициирующих факторов и степень
анализа рисков
Группа
Наименование
Характеристика
инициирующих
факторов и
отказы
Повреждения в
рамках проектных внешних и
внутренних
воздействий,
профилактические ремонтные
работы и замена.
Изменение
нормативных
требований по
безопасности и
ресурсу
АС1
Нормальная
штатная
ситуация
АС2
Отклонение от Повреждения,
нормальной
инциденты,
ситуации
отказы, аварии в
пределах норм и
правил проектирования, строительства и эксплуатации, экстремальные внешние воздействия, ошибки в
эксплуатации
АС3
Проектная
Опасные внут-
Степень
анализа риска
В соответствии с федеральными законами от
27.12.2002 № 184-ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ,
от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ,
от 21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 01.12.2007 № 315ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009
№ 384-ФЗ, Указом Президента Российской
Федерации
от
12.05.2009
№ 536,
Постановлением Правительства РФ от
15.09.2009 № 753 и стандартами организации
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008
В соответствии с федеральными законами от
27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ,
от 21.07.97 № 116-Ф3, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Указами Президента Российской Федерации
от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536,
Постановлением Правительства РФ от
15.09.2009 № 753 и стандартами организации
СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.015-2008
В соответствии с федеральными законами от
81
CТО РусГидро 03.02.64-2012
аварийная
ситуация
АС4
АС5
Запроектная
аварийная или
катастрофическая
ситуация
ренние повреждения, отказы,
аварии, не полностью отражённые в проекте.
Землетрясения,
ураганы, обвалы.
Ошибки проекта, технологов,
операторов, персонала. Выход
на непроектные
режимы
эксплуатации.
Падение на ГЭС
летательных
аппаратов.
Взрывы транспортируемых по
плотине и перед
плотиной ГЭС
взрывчатых веществ или вооружений.
Террористические акты.
27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ,
от 21.07.97 № 116-Ф3, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Постановлением Правительства РФ от
15.09.2009 № 753 и стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009
В соответствии с настоящим стандартом с
учетом частичного отражения в Указах
Президента
Российской
Федерации
от
12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536,
Федеральных законах от 27.12.2002 № 184-ФЗ,
от 21.07.1997 № 117-ФЗ, от 21.07.1997 № 116Ф3, от 21.12.1994 № 68-ФЗ, от 22.07.2008
№ 123-ФЗ,
от
30.12.2009
№ 384-ФЗ,
Постановлении
Правительства
РФ
от
15.09.2009 № 753 и стандартах организации
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008
ГипотетичеПадение на ГЭС В соответствии с настоящим стандартом с
ская
катаст- космических
учётом крайне ограниченного отражения в
рофоическая
объектов. Воен- Указе Президента РФ от 12.05.2009 № 537 и
ситуация
ные действия с федеральном законе от 21.12.1994 № 68-ФЗ.
применением
оружия массового поражения.
10.3.2.13 При количественной оценке рисков R(t) аварий и катастроф на
ГЭС по 10.3 с учётом групп потенциально опасных объектов по 10.2.1,
поражающих факторов по 10.2.1, инициирующих факторов по 10.2.3,
категорий чрезвычайных ситуаций по 10.2.4, аварийных и катастрофических
ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12 частота (вероятность) P(t) аварий и
катастроф и возникающие при них ущербы U(t) должна увязываться со
степенью повреждения D(t) и уязвимостью V(t) человека, техносферы и
природной среды.
R(t )  FR{P(t )  U (t )}  FD{DN (t ), DT (t ), Ds (t )} 
 FV {VN (t ),VT (t ),VS (t )}
(15)
82
CТО РусГидро 03.02.64-2012
где FD, FV – функционалы.
10.3.3 Методические основы анализа и оценки рисков аварий и
катастроф на ГЭС.
10.3.3.1 Алгоритмы анализа и оценки рисков R(t) должны основываться
на последовательности рассмотрения фундаментальных характеристик
R(t )  S (t )  Q э (t )  V (t )  D(t )  L(t )  PP. R (t )  RN , t (t )  R
(16)
где S(t) – параметры безопасности ГЭС;
Qэ(t) – экстремальные или штатные внешние и внутренние воздействия
на ГЭС;
V(t) – уязвимость ГЭС от воздействий Qэ(t);
D(t) – повреждения объектов ГЭС от штатных и нештатных
воздействий;
L(t) – параметр живучести при возникновении повреждений;
PP,R(t) – надёжность ГЭС при штатных и нештатных ситуациях;
RN,t(t) - параметр ресурса ГЭС;
R (t ) - параметр прочности, сопротивления деформированию и
разрушению несущих элементов ГЭС.
10.3.3.2 Следует учитывать, что в большинстве действующих в
настоящее время нормативов и правил проектирования, строительства и
эксплуатации ГЭС в соответствии с федеральными законами от 27.12.2002
№ 184-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановлением
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009 предусматривается использование обратной
указанной в формуле (16) последовательность оценки рисков, что было
связано с определением параметров прочности, ресурса и надёжности в
штатных ситуациях АС1 или отклонениях от штатных ситуаций АС2, в
соответствии с таблицей 12 и таблицей 13. Это предопределяло
непредсказуемость тяжёлых катастроф АС5, АС4, неопределённость в
оценках частот возникновения катастроф и сопутствующим им ущербам.
10.3.3.3 Важнейшими количественными параметрами при оценке
э
(t ) в
рисков аварий и катастроф на ГЭС следует считать экстремальные Qmax
аварийных и катастрофических состояниях воздействия и нагрузки даже при
незначительных исходных повреждениях D(t), а также текущие воздействия
и нагрузки Qэ(t) в условиях штатной эксплуатации при экстремальных
э
(t ) и Qэ(t) следует определять:
повреждениях Dmax(t). Величины Qmax
гидростатическим воздействием воды на тело плотины,
водоводы, гидроагрегаты, системы защиты;
83
CТО РусГидро 03.02.64-2012
гидродинамическим воздействием потока воды на водоводы,
гидроагрегаты, системы защиты (скоростной напор, гидроудары, пульсации,
кавитация, эрозия) при штатных базовых режимах, при изменении мощности,
при возникновении и развитии аварий и катастроф;
гидродинамическими воздействиями при прорывах плотин ГЭС,
включая каскадные прорывы;
механическим
воздействием
весовых,
вибрационных,
монтажных, технологических нагрузок от сварки при штатных и аварийных
ситуациях;
электромагнитными воздействиями в гидрогенераторах в
штатных и аварийных ситуациях, включая электрогидравлические удары при
попадании воды в гидрогенераторы, разгон гидроагрегатов при аварийной
потере токосъёма с генераторов;
сейсмическими динамическими и циклическими нагрузками при
землетрясениях;
ветровыми и снеговыми нагрузками на здания и сооружения ГЭС
и на сетевые линии в штатных и аварийных ситуациях;
температурными нагрузками от перепадов температур и разности
коэффициентов температурного расширения;
динамическими воздействиями при террористических актах,
военных операциях, взрывах на транспортных системах, падениях
летательных аппаратов и космических объектов.
10.3.3.4 Уязвимость V(t) ГЭС при возникновении аварийных и
катастрофических ситуаций следует определять как:
свойство ГЭС утрачивать способность выполнения заданных
функций в результате негативных воздействий Qэ(t) и Qэmax(t);
потенциальную поражаемость каскадов ГЭС, ГЭС, её
компонентов, оборудования, узлов и деталей при развитии аварий и
катастроф, измеряемую долей вышедших из строя ГЭС, компонентов,
оборудования, узлов и деталей.
10.3.3.5 Повреждаемость D(t) ГЭС при штатных и аварийных
ситуациях следует определять степенью накопления повреждений в виде
структурных изменений, образующихся и развивающихся трещин, износа
сопряжённых зон в несущих элементах ГЭС под действием нагрузок по
10.3.3.3. Накопление повреждаемости D(t) должно быть увязано с
фундаментальными механическими, тепловыми, временными процессами:
локального деформирования при статическом, циклическом и
динамическом нагружении;
термодеформационного старения и изменением структурного
состояния;
усталости, создающей повреждение структур и развитие трещин;
коррозии в условиях сложного нагружения;
эрозии и кавитации от потоков жидкости и многофазных сред.
84
CТО РусГидро 03.02.64-2012
10.3.3.6 Живучесть L(t) является функцией обратной повреждаемости
D(t) и определяет способность ГЭС выполнять свои основные функции при
штатных режимах в условиях развития повреждаемости D(t) по 10.3.3.5,
выходящей за пределы по действующим нормам и правилам без перехода в
опасные аварийные и катастрофические состояния.
Живучесть должна устанавливаться через следующие параметры:
степень развития трещин до достижения ими критических или
допускаемых размеров;
степень износа в зонах трения, эрозии и коррозии до достижения
предельных или допускаемых значений;
уровень вибрации или характеристики спектра вибраций до
достижения предельных или допускаемых величин;
степень исчерпания расчётного исходного или остаточного
ресурса.
10.3.3.7 Надёжность PP,R(t) следует определять как свойство ГЭС, её
компонентов, элементов, узлов и деталей сохранять во времени и в
установленных пределах значения всех основных параметров в заданных
режимах функционирования ГЭС без перехода в аварийные и
катастрофические состояния.
Для количественной оценки надёжности необходимо использовать
методы математической статистики и теории вероятности. Основными
параметрами надёжности ГЭС следует считать:
интенсивность отказов, определяемая отношением числа
отказавших однородных изделий к анализируемому числу изделий;
наработку на отказ, определяющую вероятность возникновения
заданного отказа на определённом отрезке времени;
коэффициент готовности, определяющий подготовленность
изделия к работе в выбранный момент времени в промежутках между
выполнениями планового обслуживания;
коэффициент технического использования, определяемый
отношением времени функционирования к суммарному времени
функционирования, обслуживания и ремонтов.
10.3.3.8 Под ресурсом RN,t(t) следует понимать наработку ГЭС в
процессе эксплуатации до достижения предельного состояния, оговорённого
в технической документации на поставку в соответствии со стандартами
организации СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008,
СТО 17330282.27.140.011-2008, эксплуатацию в соответствии с Указами
Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536
и стандартами организации СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
85
CТО РусГидро 03.02.64-2012
СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.015-2008 и на анализ
рисков в соответствии со стандартом организации СТО 70238424.27.140.0262009. Ресурс RN,t(t) следует выражать в годах (часах) эксплуатации, числах
циклов (включений-выключений, изменений мощности). При этом
необходимо различать следующие характеристики ресурса:
полный (за весь срок службы до конца эксплуатации);
доремонтный (от начала эксплуатации до капитального ремонта);
использованный (от начала эксплуатации или от предыдущего
капитального ремонта);
остаточный (от рассматриваемого момента времени до отказа
невосстановленного изделия или до капитального ремонта восстановленного
изделия);
межремонтный
(между
капитальными
ремонтами
восстанавливаемого изделия).
В анализе рисков аварий и катастроф ГЭС особое место должен
занимать ресурс безопасной эксплуатации, характеризующий период
эксплуатации ГЭС в штатных (нормальных) условиях до возникновения
аварии или катастрофы.
В зависимости от методов определения ресурса RN,t(t) необходимо
использовать следующие его характеристики:
срок службы, устанавливаемый на основе предшествующего
опыта
эксплуатации или
экономического обоснования времени
эффективного функционирования ГЭС;
расчётный ресурс, определяемый расчётно-экспериментальными
методами по принятым нормам.
10.3.3.9 Прочность R (t) определяет способность ГЭС, её компонентов,
элементов, узлов и деталей сопротивляться разрушению, а также
необратимому изменению формы и размеров несущих конструкций.
Следует учитывать, что наибольшую опасность аварий и катастроф для
ГЭС представляют:
хрупкие разрушения с малыми локальными пластическими
деформациями со скоростью трещин до 600-1200 м/с несущих металлических
конструкций и со скоростью до 180-200 м/с для бетонных и железобетонных
конструкций;
циклические (усталостные) разрушения со скоростями роста
трещин от 10-7 до 102 м/цикл для металлических конструкций и от 10-4 до 103
м/цикл для бетонных и железобетонных конструкций;
коррозионно-механические разрушения в условиях циклического
нагружения и химического воздействия сред;
эрозионные разрушения под действием твёрдых частиц в потоках
жидкостей;
износ в зонах контакта;
86
CТО РусГидро 03.02.64-2012
вязкое разрушение с образованием больших пластических
деформаций;
потеря устойчивости и формы;
потеря характеристик пластичности вследствие старения, а также
их комбинации.
10.3.4 Базовые расчётные зависимости для анализа и оценки рисков
10.3.4.1 Для анализа безопасности и защищённости ГЭС от аварий и
катастроф с использованием критериев риска R(t) следует использовать
основную зависимость
R(t )  FR {U (t )  P(t )}  R(t ) 
Rk (t )
 mZ  Z R (t ) ,
nR
(17)
где R(t) – значение риска, формирующегося в заданное время t и
определяемое по 8.3.1, 10.2.4, 10.3.1 и 10.3.2;
U(t) – расчётное значение ущерба от аварий и катастроф в момент t,
определяемое по 8.2.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 10.1.2 и 10.3.2;
P(t) – расчётное значение частоты (вероятности) аварий и катастроф,
определяемое по 8.1.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 8.6.1, 10.1.1 и 10.3.2;
[R(t)] – приемлемый (допустимый) риск аварий и катастроф,
определяемый по. 8.3.2 и 10.3.2 и устанавливаемый органами управления и
надзора;
Rk(t) – критический (недопустимый) риск аварий и катастроф,
определяемый по 10.1.6, с учётом анализа реализовавшихся аварий и
катастроф на ГЭС;
nR – запас по величинам риска R(t) аварий и катастроф,
устанавливаемый органами управления и надзора на базе научных
обоснований (nR ≥ 1);
ZR(t) – затраты на обеспечение защищённости от аварий и катастроф и
на снижение рисков R(t) до приемлемого уровня [R(t)], устанавливаемые
экономическими расчётами мероприятий по обеспечению защищённости от
аварий и катастроф и по снижению рисков;
mZ – коэффициент эффективности затрат на снижение рисков (mZ ≥ 1).
10.3.4.2 Безопасность S(t) на ГЭС с учётом 10.3.3.1 следует считать в
соответствии со стандартами организации СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008 обеспеченной, если выполнена система
назначенных запасов:
nR – по рискам в соответствии с 10.3.4.1;
nQ – по эксплуатационным штатным или аварийным воздействиям
э
Q (t);
nV, nD – по уязвимости V(t) и повреждениям D(t) в штатных и
аварийных ситуациях;
87
CТО РусГидро 03.02.64-2012
nL – по живучести в повреждённых состояниях;
nP – по надёжности преимущественно в штатных ситуациях;
nN,t - по ресурсу (долговечности) в штатных и аварийных ситуациях;
n - по прочности в момент достижения предельных состояний в
штатных и аварийных ситуациях.
10.3.4.3 На основе расчётного анализа указанных в 10.3.4.2 запасов n
решение о безопасности ГЭС и их защищённости от аварий и катастроф
следует принимать по минимальным значениям n.
n S  min{ n R , nQ , nV , n D , n L , n P , n N , t , n }
(18)
10.3.4.4 Запас nR по рискам на заданной стадии жизненного цикла ГЭС
в соответствии с 10.3.3.1, 10.3.3.2 и 10.3.4.1 определяются по формуле
nR 
Rk (t )
R (t )
(19)
Величина Rк(t) определяется на основе расчётных данных о
критических (предельных, недопустимых) рисках аварий и катастроф на ГЭС
с использованием результатов анализа реализовавшихся тяжёлых катастроф.
Величина R(t) или их моделирования должна определяться расчётом
через величины вероятности (частоты) P(t) и ущербов U(t) от аварий и
катастроф по формуле (9) – формуле (14).
10.3.4.5 Запас nQ по величинам внешних и внутренних штатных или
экстремальных воздействий Qэ(t) и критических (предельных) воздействий
при возникновении аварий и катастроф на ГЭС по 10.3.3.3 следует
определять по формуле
Qkэ (t )
nQ  э
Q (t )
(20)
Величина Qkэ (t ) должна определяться по данным расчётных и
экспериментальных исследований на образцах, моделях и стендах при
воспроизведении всего набора режимов нагружения и сценариев аварий и
катастроф.
Величина Q э (t ) должна определяться по результатам расчётов,
модельных, стендовых испытаний или натурных испытаний с применением
тензометрии, виброметрии, голографии и методов экспериментальной
механики.
10.3.4.6 Запасы по уязвимости V(t) и повреждениям D(t) должны
оцениваться на основе соотношений
88
CТО РусГидро 03.02.64-2012
nV 
Vk (t )
,
V (t )
nD 
D k (t )
D (t )
(21)
Критические величины Vk(t) и Dk(t) следует оценивать по расчётным
данным или по обобщению информации об уязвимости и повреждениях ГЭС
при заданном виде аварийных и катастрофических ситуаций.
Величины V(t) и D(t) c учётом 10.3.3.4 и 10.3.3.5 следует определять
расчётом или экспериментом на моделях, стендах и натурных конструкциях
в условиях испытаний или при достижении аварийных ситуаций с
применением методов диагностики (ультразвуковая, токовихревая,
магнитная,
акустическая,
акусто-эмиссионная,
голографическая,
тензометрическая, термовизионная дефектоскопия).
10.3.4.7 Запасы по живучести следует оценивать по уравнениям
механики разрушения с учётом 10.3.3.6 из отношений
n L 
 k (t )
K (t )
, n Lk  IC
(t )
K I (t )
(22)
Критический размер дефекта (трещины)  k (t ) должен получаться на
основе расчётов или результатов испытаний образцов и моделей с дефектами
с учётом заданных эксплуатационных воздействий.
Текущий размер дефектов (трещин) (t ) следует определять на основе
норм и правил дефектоскопического контроля несущих элементов ГЭС с
использованием методов диагностики, указанных в 10.3.4.6.
Критический коэффициент интенсивности напряжений KIC(t)
устанавливается расчётом или испытаниями образцов, моделей или натурных
элементов с трещинами в наиболее опасных зонах с учётом кинетики свойств
материалов по наработке в эксплуатации.
Величина коэффициента интенсивности напряжений KI(t) в вершине
трещины в анализируемом критическом элементе ГЭС должна определяться
расчётом или экспериментом на образцах, моделях и натурных конструкциях
с трещинами с применением малобазной тензометрии, тензочувствительных
покрытий, голографии.
10.3.4.8 Запас по параметрам надёжности с учётом 10.3.3.7 следует
оценить по формуле
nP 
1  PkP , R (t )
1  PP , R (t )
(23)
Критическая величина показателя надёжности PkP,R(t) должна
устанавливаться по данным обобщения опыта эксплуатации ГЭС и
статистической информации о возникновении критических отказов.
89
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Величина текущих показателей надёжности PP,R(t) должна
устанавливаться расчётом или по статистическим данным о текущих отказах
в элементах ГЭС в соответствии со стандартом организации
СТО 70238424.27.140.026-2009.
10.3.4.9 Запас по ресурсу nN,t с учётом 10.3.3.8 следует устанавливать
по формуле
nN 
N k (t )
t (t )
, nt  k
N
t
(24)
Величина предельного числа циклов Nk(t) или времени tk(t) до
достижения степени повреждения, аварийного или катастрофического
состояния определяется расчётом или экспериментом на образцах, моделях,
стендах или на натурных конструкциях с учётом эксплутационного спектра
или последовательности нагружения.»
Текущее число циклов эксплуатационного нагружения N или время t
следует устанавливать по данным о штатных и нештатных режимах
нагружения, регулируемых в процессе эксплуатации, или по обобщённым
данным опыта эксплуатации.
10.3.4.10 Запасы прочности n с учётом 10.3.3.9 должны
устанавливаться
в
соответствии
со
стандартами
организации
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.015-2008
по
характеристикам сопротивления деформациям и разрушению R (t ) по
величинам критических (повреждающих или разрушающих) напряжений
 k (t ) при штатных, аварийных или катастрофических ситуациях и текущих
значений напряжений  (t )
n 
 k (t )
 (t )
(25)
Величина  k (t ) должна определяться расчётом или экспериментом на
образцах, моделях, стендах или на натурных конструкциях при достижении
заданного вида предельного состояния.
Действующие напряжения  (t ) на заданной стадии жизненного цикла
ГЭС следует определять расчётом или экспериментом с применением
методов тензометрии, виброметрии, термовидения, голографии.
В тех случаях, когда в штатных и аварийных ситуациях в наиболее
нагруженных зонах возникают общие или локальные пластические
деформации, решаются нелинейные краевые задачи с определением не
только напряжений  (t ) , но и деформации е(t). Тогда в расчёты следует
вводить запас по деформациям
90
CТО РусГидро 03.02.64-2012
nе 
e k (t )
e (t )
(26)
10.3.4.11 В соответствии с 10.3.4.1 – 10.3.4.10 определяющими
параметрами рисков R(t) аварий и катастроф на ГЭС для данной стадии
жизненного цикла t следует считать:
максимальные локальные напряжения  max (t ) и деформации
еmax(t) в критических зонах наиболее нагруженных элементов;
числа циклов N и время t в эксплуатации;
размеры, форма и зоны залегания дефектов (трещин)  в опасных
сечениях;
коэффициенты интенсивности напряжений KI(t) в вершине
трещин;
повреждения D(t) и уязвимость V(t) несущих элементов от
действия всех силовых факторов (эксплуатационных и технологических);
инициирующие аварии и катастрофы комплексные воздействия
Q(t) – механические, гидростатические, гидродинамические, сейсмические,
электромагнитные, электрогидравлические.
10.3.4.12 Указанные выше параметры выражений должны в формуле
(16) – формуле (26) определяться расчётами и экспериментами в
соответствии с требованиями обеспечения безопасности и защищённости
ГЭС от аварий и катастроф.
10.4 Анализ неопределённостей результатов оценки рисков
10.4.1 Неопределённости в оценках рисков R(t) связаны:
с используемыми методами анализа рисков по 5.6, 5.6.2, 8.1.1,
8.2.1 и 8.6.1;
с недостаточностью исходной статистической информации по
типовым сценариям аварий и катастроф по 5.3, 5.4, 8.3.2 и 8.4.2, поражающих
факторов по 10.2.2 и инициирующих факторов по 10.2.3;
с крайне малыми выборками по группам опасных объектов ГО1 –
ГО4 по 10.2, типам аварийных и катастрофических ситуаций АС1 – АС5 по
10.3.2.11, категориям чрезвычайных ситуаций по 10.2.4;
с неразвитостью методов анализа и расчёта рисков в
предшествующей практике проектирования, строительства и эксплуатации
ГЭС по 5.5 и 8.5.
10.4.2 Наибольшие неопределённости и погрешности при оценках
рисков R(t) по 8.3.1.1, 10.3.2.1, 10.3.2.9 и 10.3.4.1 возникают на стадии
определения вероятностей (частот) P(t) формирования и реализации аварий
и катастроф. Они в наибольшей степени могут проявляться при
вероятностном анализе и в меньшей степени при статистическом анализе
рисков. Эти неопределённости и погрешности могут увеличиваться от 2-5 раз
91
CТО РусГидро 03.02.64-2012
при переходе к малым вероятностям (до 10-2 ÷ 10-3 1/год) до 5-10 раз и более
при переходе к весьма малым вероятностям (до 10-5 ÷ 10-7 1/год - «тяжёлые
хвосты распределений»).
10.4.3 Неопределённости и погрешности в определении ущербов U(t)
от аварий и катастроф на ГЭС связаны со сложностями анализа их сценариев
и оценкой долговременных и вторичных потерь в социальной, техногенной и
природной сферах. В целом, эти погрешности могут быть на 20-50% ниже,
чем погрешности в определении P(t) по 10.4.2.
10.4.4 Принципиально важное значение в анализе рисков R(t) аварий и
катастроф на ГЭС с учётом неопределённостей и погрешностей по 10.4.110.4.3 имеют не абсолютные значения рисков, а то обстоятельство, что по
величинам рисков следует сравнивать эффективность реализации
мероприятий по их снижению в соответствии с 10.3.4.
10.5 Методы оценки параметров территории (зоны) аварийного
воздействия
10.5.1 При оценках параметров территории аварийного воздействия
следует исходить из четырёх основных методов анализа риска R(t) по 5.6.2 –
детерминированных, статистических, вероятностных и имитационных.
10.5.2 При использовании статистических методов оценки рисков R(t) и
зон аварийного воздействия учитываются поражающие факторы по 10.2.2,
инициирующие факторы по 10.2.3, категории чрезвычайных ситуаций по
10.2.4 и вида штатных и аварийных ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12.
Размеры зоны аварийного воздействия по исходной статистической
информации должны оцениваться по первичным ущербам U(t) по 10.3.2.2 от
аварий и катастроф:
зоны гибели людей и получения увечий;
зоны разрушения компонентов ГЭС, каскадов ГЭС и
сопряжённых объектов инфраструктуры;
зоны поражения объектов природной среды при возникновении
аварий и катастроф и особенно при прорывах плотин ГЭС.
10.5.3 При вероятностных оценках рисков R(t) по 5.6.2 и 10.3.2.1 зоны
воздействия аварий и катастроф должны входить в подынтегральные
формулы (11) для рисков. При этом следует учитывать:
вероятности распространения по территории и по времени
поражающих факторов (ПФ) по 10.2.2;
вероятности распределения по территории и по времени
операторов, персонала ГЭС и населения;
вероятности расположения в опасных зонах объектов
сопряжённой инфраструктуры;
географии, топографии неживой и растительной природной
среды;
92
CТО РусГидро 03.02.64-2012
-
вероятности расположения в опасных зонах объектов животного
мира.
10.5.4 При использовании других методов анализа рисков R(t) аварий и
катастроф по 5.6.2 следует использовать комбинированные оценки зон
аварийного воздействия.
10.5.5 В общем случае зависимости от потенциальной опасности групп
объектов ГЭС по 10.2.1, категорий чрезвычайных ситуаций по 10.2.4 и видов
аварийных ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12 размеры зон аварийного
воздействия могут измениться в весьма широких пределах от 1 – 10 м2 при
локальных авариях внутри компонентов ГЭС до 102 ÷ 103 км2 при тяжёлых
катастрофах на каскадах ГЭС.
10.6 Методы расчётов основных составляющих ущерба от аварий и
катастроф на ГЭС в денежном выражении
10.6.1 Основные составляющие ущербов U(t) следует определять по
8.2.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 10.3.2 и 10.3.4.1.
10.6.2 Ущербы U(t) по 10.6.1 необходимо оценивать в двух величинах:
в абсолютных или относительных значениях числа погибших
людей или получивших увечья UN(t), разрушенных или повреждённых
объектов инфраструктуры UТ(t), уничтоженных или повреждённых объектов
окружающей природной среды US(t);
в экономических (денежных) показателях, учитывающих ущербы
UN(t), UТ(t) и US(t).
10.6.3 Следует учитывать, что преимущество экономических
показателей ущербов U(t) состоит в том, что общие экономические ущербы
можно получить суммированием (или интегрированием) основных
составляющих на основе 8.2.1 и 10.3.2.9
U (t )  U N (t )  U T (t )  U S (t )
(27)
10.6.4 При использовании детерминированных методов анализа рисков
R(t) по 5.6.2 экономический ущерб для объектов ГЭС и сопряжённых
объектов инфраструктуры к моменту t возникновения аварии или катастрофы
на ГЭС можно определить по формуле
U T (t ) 
1
nt t 
 tCиT  Z T ,
(28)
где nT – запас по ресурсу по 10.3.4.9;
[t] – расчётный ресурс или срок службы (в годах);
СиТ - коэффициент, учитывающий тяжесть последствий аварии или
катастрофы (для ГЭС 1 ≤ СиТ ≤ 8);
93
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ZT – общие затраты на создание анализируемого объекта.
10.6.5 Для детерминированного анализа экономических ущербов от
потери жизни или здоровья людей в случаях аварий и катастроф на ГЭС
следует использовать формулу
3
U N (t )   C иN i   N i  Z Ni ,
(29)
i 1
где (N)i – общее число операторов, персонала и населения в опасной
зоне развития аварии или катастрофы;
CиN – коэффициент тяжести ЛИ для соответствующих групп i
(операторов, персонала, населения);
ZN – ущерб от одного ЛИ или потери здоровья одним человеком.
Для тяжёлых видов аварий и катастроф на ГЭС по 10.3.2.11 величины
можно принять в пределах CиN = 0,1–0,3 для операторов, 0,05÷0,1 для
персонала и 0,01 – 0,05 для населения.
При тяжёлых каскадных катастрофах на ГЭС величины CиN
возрастают: для операторов – до 0,7÷0,9, для персонала – до 0,4÷0,6, для
населения – до 0,1÷0,2.
При потере жизни величину ZNi следует принять на уровне 105÷3∙105
руб., при потере здоровья с учётом групп инвалидности ZN снижается в 5÷10
раз.
10.6.6 При детерминированном анализе рисков для различных
объектов природной среды следует использовать соотношение, аналогичное
(29).
3

U S (t )   CиS i N S i Z Si 1  t Sci
,
(30)
i 1
где (NS)i – число объектов неживой природы (i =1),
растительного мира (i =2) и животного мира (i =3);
(CиS)i – коэффициент тяжести потерь для соответствующих групп i
объектов природной среды (0 ≤ (CиS)I ≤ 1);
ZSi – ущерб от потери или повреждения одного заданного объекта
природной среды;
t SCi – относительное время жизни объекта природной среды к моменту
аварии или катастрофы.
Величины (CиS)i , (NS)i и ZSi зависят от зон расположения ГЭС и
состояния природной среды.
10.6.7 Для случаев тяжёлых катастроф на ГЭС к первичным ущербам
по 10.6.1 – 10.6.6 должны быть добавлены вторичные ущербы и затраты
U2(t) = Kи ∙ U(t)
(31)
94
CТО РусГидро 03.02.64-2012
для проведения работ по ликвидации чрезвычайных ситуаций;
для
ремонтно-восстановительных
работ
на
объектах
инфраструктуры и природной среды;
от недовыработки энергии ГЭС, снижения готовности
оборудования ГЭС к несению нагрузки (снижения располагаемой мощности
ГЭС) и сокращения объёма производств.
В зависимости от тяжести аварии и катастрофы величина Kи меняется в
широких пределах (0 ≤ Kи ≤ 5). Верхние значения Kи следует относить к
случаям остановки эксплуатации, разборки и замены повреждённых и
разрушенных компонентов ГЭС и сопряжённых инфраструктур, при
рекультивации объектов природной среды.
10.6.8 При использовании статистических методов анализа рисков R(t)
и ущербов U(t) от аварий и катастроф по 5.6.2 для различных моментов их
возникновения ti следует использовать прямые исходные данные о гибели
людей и потере здоровья UN(ti), о повреждениях и разрушениях объектов
инфраструктуры UТ(ti) и объектов природной среды US(ti) с определением
суммарного ущерба по 10.6.3
U(ti) = UN(ti) + UТ(ti) + US(ti)
(32)
Далее для различных времён необходимо построить зависимость U(ti)
от ti по рисунку 5 и определяется средний ущерб на интервале времени ti
U (t i ) C 
1
U (ti )
t i
(33)
10.6.9 Величина U(ti)С
умножается на среднюю частоту Рi
возникновения аварии или катастрофы по 8.1.1.1 для оценки риска R(t)i по
10.3.2.1 в денежных величинах руб./год.
10.6.10 При использовании вероятностных методов анализа рисков R(t)
по 5.6.2 в соответствии с 10.3.2.1 ущербы U(t) и вероятности P(t) следует
получать интегрированием сложных выражений для функций распределения
людей, объектов техносферы и природной среды в зонах поражения.
11 Особенности анализа, оценки и прогнозирования риска
аварий и катастроф на ГЭС на разных стадиях жизненного
цикла
11.1 Анализ, оценка и прогнозирование рисков аварий и катастроф
на ГЭС для различных стадий жизненного цикла
95
CТО РусГидро 03.02.64-2012
11.1.1 Анализ, оценка и прогнозирование рисков R(t) аварий на ГЭС и
на гидротехнических сооружениях следует проводить в соответствии со
стандартом организации СТО 70238424.27.140.026-2009. В рамках Стандарта
этот анализ следует использовать для случаев возникновения катастроф на
различных стадиях жизненного цикла оборудования ГЭС с учётом 5.1.2,
5.2.1, 5.4.1, 5.4.2, 8.3.1, 8.4.2, 10.3.3 и 10.3.4.
11.1.2 При определении по (27) – (33) ущербов, характеризующих
степень тяжести возможных катастроф для всех стадий жизненного цикла
необходимо учитывать проектные особенности гидроузла, здания ГЭС,
площадок размещения технологического оборудования, транспортную
инфраструктуру. Например, для зданий ГЭС подземного, полуподземного,
совмещенного (водосливного) типа тяжесть последствий катастроф,
связанных с основным технологическим оборудованием, размещенном в
здании ГЭС, повышается и должна особо учитываться при рассмотрении
сценариев развития возможных катастроф.
11.1.3 Сценарии развития катастроф на ГЭС должны быть просчитаны
с учётом зимнего периода времени и периодов прохождения весеннего
половодья и паводков, когда увеличивается вероятность хрупких разрушений
и присутствуют технические ограничения возможности организации работ
по ликвидации последствий аварийных и катастрофических событий в
условиях отрицательных температур, оледенения оборудования и т.п.
11.1.4 Опасные факторы, способные инициировать аварии и
катастрофы на ГЭС, рекомендуется подразделять на природные, техногенные
и антропогенные.
11.1.5 К природным опасностям и инициирующим катастрофы
факторам следует относить процессы и явления: ветровые, волновые,
ледовые; температурные и сейсмические воздействия; ливни, оползни, сели,
наличие слабых грунтов в основании; карстовые, суффозионные и
криогенные процессы.
11.1.6 По этим внешним, по отношению к ГЭС, процессам и явлениям
следует оценивать опасные: ветровые, волновые, ледовые, сейсмические,
ливневые,
оползневые,
селевые
воздействия
Qэ(t),
создающие
соответствующие напряжения  (t ) и деформации е(t) в формуле (25) и
формуле (26).
11.1.7 К техногенным опасностям, явлениям и процессам, создающим
аварии и катастрофы на ГЭС, следует относить все эксплуатационные,
монтажные и ремонтные воздействия в штатных условиях, взрывы, пожары,
обрушения на объектах ГЭС в аварийных ситуациях. Сюда же следует
относить опасности для ГЭС, создаваемые штатными и аварийными
воздействиями от промышленных объектов, расположенных в районе
размещения ГЭС, от автомобильного или железнодорожного транспорта, от
трубопроводов транспортировки природного газа и нефтепродуктов и других
пожаро- и взрывоопасных веществ, от падения самолетов и т.д. Кроме того, к
96
CТО РусГидро 03.02.64-2012
техногенным факторам опасности катастроф на ГЭС следует отнести и
воздействия от возможных катастроф на ГЭС (или гидротехнических
сооружениях), расположенных выше и ниже анализируемой ГЭС в каскаде.
11.1.8 К антропогенным опасностям аварий и катастроф ГЭС следует
относить опасности, обусловленные человеческим фактором (ошибки
изысканий, проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС,
неправильные и несанкционированные действия или бездействие персонала в
аварийных ситуациях, террористические воздействия).
11.1.9 В качестве типовых сценариев возможных инициирующих
технологических нарушений и аварий, ведущих к возникновению катастроф
на объектах, безопасность которых регулируется федеральным законом от
21.07.97 № 116-Ф3, приняты:
разрушение или излом деталей оборудования;
падение грузоподъемной машины;
разрушение (обрыв) канатов грузоподъемной машины;
разрушение или повреждение (разрывы) котла, сосуда,
трубопровода, работающих под давлением;
разрушение или повреждение (разрывы) емкостей для хранения
опасных (горючих) веществ или маслонаполненного оборудования,
сопровождающиеся их аварийным разливом и пожаром;
взрывы газопаровоздушных смесей, образующихся при
разгерметизации емкостного оборудования, содержащего воспламеняющиеся
газы.
11.1.10 К внутренним техногенным опасностям аварий и катастроф на
ГЭС следует относить возможность наступления следующих событий:
затопление
здания
ГЭС
вследствие
разрушения
гидротехнических сооружений (напорного водовода, плотины, здания ГЭС со
стороны верхнего и нижнего бьефов), чрезвычайных расходов через створ
гидроузла (перелив через плотину), разрушения гидротурбины (срыв крышки
турбины, разрушение элементов крышки турбины, разрушение общих
коллекторов трубопроводов технического водоснабжения ГЭС или
трубопроводов водоснабжения иных пользователей (шлюз, водоснабжение
промышленных предприятий);
пожар на оборудовании, огневая и тепловая нагрузка на
персонал, оборудование, конструкции здания ГЭС; пожар главного
трансформатора,
гидрогенератора,
станционного
маслохозяйства
(маслохранилища), маслонаполненного высоковольтного оборудования,
маслоемкостей гидроагрегата (бак и ресивер маслонапорной установки,
маслованн подшипников), ячеек электротехнического оборудования и
кабелей;
задымление, токсичные газы и аэрозоли в машинном зале и
производственных помещениях ГЭС;
97
CТО РусГидро 03.02.64-2012
разрушение сосудов под давлением в здании ГЭС, на плотине,
площадке ОРУ, компрессорного оборудования;
короткое замыкание, потеря электропитания собственных нужд
оборудования и технических систем, АСУ ТП ГЭС;
аварии на грузоподъёмных механизмах, кранах, падение
перемещаемых грузов и оборудования, задевание перемещаемыми
мостовыми кранами машинного зала ГЭС грузами за элементы оборудования
(в машинном зале – маслонапорная установка системы регулирования
гидротурбины, гидрогенератор, маслоприемник гидротурбины, шкафы
управления), движение и опрокидывание кранов на гребне плотины от
ветровой нагрузки.
11.1.11 Аварийные события в энергосистеме, вызванные нарушением
работы оборудования ГЭС, должны рассматриваться на другом
иерархическом уровне, при анализе рисков энергосистемы. При анализе
рисков аварийных событий на генерирующем оборудовании ГЭС должны
учитываться возможные возмущающие воздействия от энергосистемы.
11.1.12 Анализ, оценка и прогнозирование рисков катастроф на ГЭС
должны производиться с учётом возможности перехода указанных выше
опасных аварийных ситуаций в катастрофические, когда каждое событие
может привести само по себе или в сочетании с другими факторами к
катастрофе на данной ГЭС или на каскаде ГЭС. На основе этой информации
следует формировать опасные ситуации в соответствии с таблицами 1, 5 и 7 и
приложением Ж.
11.2 Стадия изысканий и проектирования
11.2.1 В соответствии с 5.4.1.2 на стадии проектирования и изысканий
требуется получение базовой расчётной информации о внешних (природных)
воздействиях Q э (t ) и Q э max (t ) , входящей в оценку рисков R(t) для штатных и
аварийных ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12, в алгоритм анализа
безопасности по 10.3.3.1, в составляющие воздействий по 10.3.3.3 и в запас
nQ по 10.3.4.2.
11.2.2 На стадии проектирования ГЭС должны быть выполнены
следующие задачи:
выдана предварительная оценка групп опасности объектов ГЭС
по 10.2.1 (ОТР, ОПО, КВО, СВО);
определены основные поражающие факторы (ПФ) по 10.2.2;
составлена номенклатура инициирующих факторов (ИФ) по
10.2.3;
определено предварительное категорирование (К) чрезвычайных
ситуаций по 10.2.4;
оценены показатели относительных рисков R KПП и R киф по 10.3.1
и уточнены показатели потенциальной опасности ГЭС.
98
CТО РусГидро 03.02.64-2012
11.2.3 На стадии проектирования с учётом результатов анализа по
11.2.2 должгы быть выбоаны сценарии аварий и катастроф, начиная с самых
тяжёлых от АС5 к АС1 по 10.3.2.11 и 10.3.2.12 и категорий чрезвычайных
ситуаций от К6 к К1.
11.2.4 По данным 11.2.2 и 11.2.3 должны быть определены критические
компоненты тех ГЭС, на которых существует опасность возникновения
наиболее тяжёлых аварий и катастроф:
гидроэнергетические комплексы-каскады ГЭС;
водное хозяйство ГЭС – водохранилища, бассейны;
гидротехнические сооружения ГЭС – здания ГЭС, плотины,
включая их основания и примыкания, каналы, водоподводящие и
водоотводящие сооружения;
технологическое
оборудование
гидроагрегаты
ГЭС;
трансформаторы и высоковольтное оборудование распределительных
устройств; оборудование собственных нужд ГЭС;
механическое оборудование гидротехнических сооружений –
затворы, сороудерживающие устройства, подъемные и очистные механизмы;
вспомогательное оборудование - оборудование технологических
систем (системы откачки дренажных вод, техническое воздухоснабжение
(включая ресиверы и компрессоры);
системы и средства управления ГЭС;
линии электропередач (кабельные и воздушные, силовые и
контрольные).
крановое хозяйство, лифты.
11.2.5 В критических компонентах ГЭС по 11.2.3 должны быть
выбраны критические элементы, создающие опасность и риски катастроф,
например, тело плотины, гидротурбина, водоводы, аварийные затворы и
другие.
11.2.6 В критических элементах ГЭС должны быть выбраны
критические детали, разрушение которых может привести к наступлению
катастрофических событий, например, дренажные устройства плотин,
противофильтрационные устройства в основаниях и береговых примыканиях
плотин, направляющие аппараты гидротурбин, устройства крепления
крышек гидротубрин, подшипники и опоры роторов, лопасти гидротурбин,
облицовки и стенки водоводов и другие.
11.2.7 В критических элементах должны быть также выбираны
критические зоны, сечения и точки, в которых достигаются максимальные
местные напряжения  (t) и деформации е(t) в штатных, аварийных и
катастрофических ситуациях.
11.2.8 С учётом 10.3.3.3 следует проводить анализ внешних и
внутренних воздействий Q э (t ) в штатных, аварийных и катастрофических
ситуациях.
99
CТО РусГидро 03.02.64-2012
11.2.9 Для обоснования наиболее опасных Q э (t ) и Q э max (t ) воздействий
на базе решения краевых задач аналитическими, численными и
экспериментальными методами следует устанавливать наибольшие
локальные напряжения  (t) и деформации е(t) по 11.2.7 в критических
точках.
11.2.10 Для критических точек и максимальных локальных напряжений
 (t) и деформаций е(t) специальными расчётами и экспериментами
определяются комплексы запасов по 10.3.4.2.
11.2.11 При выполнении требований к запасам n ≥ 1 проект может
считаться реализуемым и в нём должны быть соответствующие разделы,
содержащие обоснования мероприятий по повышению безопасности и
снижению рисков R(t) до приемлемых уровней [R(t)] с затратами ZR(t) по
10.3.4.
Эти мероприятия в соответствии со стандартами организации
СТО 70238424.27.140.026-2009,
СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008,
СТО 17330282.27.140.015-2008
должны
определять:
глубину проработки проблем безопасности и рисков в
предпроектных проработках и в проектной документации;
ответственность проектирующей организации за защищённость
ГЭС от аварий и катастроф;
необходимость изменений и уточнений в проектах каскадов ГЭС,
ГЭС и компонентов ГЭС с повышением требований к безопасности и рискам
в соответствии с федеральными законами от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от
21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от 22.07.2008
№ 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Указами Президента Российской
Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536, Постановлением
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753, стандартами организации
СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.005-2008,
СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008,
СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008,
СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008, СТО 17330282.27.140.015-2008.
11.3 Стадия строительства и ввода в эксплуатацию
11.3.1 На стадии строительства и ввода в эксплуатацию ГЭС следует
предусматривать выполнение требований к рискам по 10.3.4.1 в части
реализации специальных мероприятий по снижению рисков R(t) до уровня
[R(t)]
за счёт обеспечения безопасных технологий строительства,
использования соответствующих строительных материалов, соблюдения
100
CТО РусГидро 03.02.64-2012
правил и норм контроля, повышающих запасы nV по уязвимости и nD по
повреждаемости по 10.3.4.2.
11.3.2 Анализ рисков следует производить для каждого пускового
комплекса ГЭС и для полностью завершённой строительством ГЭС.
11.3.3 На стадии изготовления, монтажа и испытаний оборудования
ГЭС с учётом 5.4.1.3 должно быть обеспечено выполнение требований к
безопасности и рискам, заложенных в проект и отвечающих
законодательству и регламентам по 11.2.
По данным выходного контроля материалов, оборудования и
технологий изготовления должны быть представлены все необходимые
сведения об отклонениях от проекта, ведущих к снижению системы запасов
по рискам nR, по воздействиям nQ , по повреждаемости nD, по ресурсу nN,t и
прочности n в соответствии с 10.3.4.1, 10.3.4.2 и 10.3.4.3.
11.3.4 На этапе ввода в эксплуатацию гидроэлектростанции целью
анализа риска аварийных и катастрофических событий должны быть
предусмотрены действия:
идентификация возможных опасностей и оценка риска аварий,
возможных на этапе ввода ГЭС в эксплуатацию, уточнение оценок риска,
полученных на этапе проектирования ГЭС;
проверка соответствия условий ввода ГЭС (пускового комплекса
ГЭС) в эксплуатацию требованиям безопасности;
разработка и уточнение программ и инструкций по вводу в
эксплуатацию сооружений и оборудования ГЭС;
подготовка строительного, монтажного и эксплуатационного
персонала ГЭС к предотвращению аварийных событий, наличие инструкций
по эксплуатации, инструкции по безопасным условиям труда для
обслуживающего персонала, инструкция по действиям персонала в
аварийных ситуациях, комплектность проектной документации;
обоснование страховых тарифов и ставок для заключения
договора страхования гражданской ответственности владельца ГЭС.
11.4 Стадия эксплуатации
11.4.1. С учётом 5.4.1.4 для повышения защищённости ГЭС от аварий и
катастроф важную роль следует придавать соблюдению требований и
проектных решений по безопасности, основанной на анализе рисков R(t) по
10.3.4.1.
11.4.2. При повышении потенциальной опасности ГЭС, оцениваемой
по 10.3.1, следует предусматривать специальные мероприятия, снижающие в
эксплуатации риск тяжёлых катастроф, оцениваемых по системе запасов по
10.3.4:
обеспечение работы ГЭС в проектных режимах;
101
CТО РусГидро 03.02.64-2012
штатная и оперативная аварийная диагностика состояния
плотины, зданий и сооружений ГЭС, оборудования, дающие прямую
количественную информацию для оценки рисков;
автоматизированная защита ГЭС от аварий и катастроф по
срабатыванию штатных систем диагностики и специальной аварийной
диагностики (трёхкомпонентной виброметрии, акустической и акустоэмиссионной, термовизионной, тензометрической и голографической
диагностики);
комбинированная (жёсткая, функциональная, естественная,
физическая и охранная) защита при получении информации о предвестниках
опасных внешних воздействий по 10.3.3.3 (природных, техногенных,
несанкционированных, умышленных, террористических, военных);
создание и использование систем мониторинга рисков R(t) и
принятие решений по эксплуатации на базе этих рисков по 10.3.4.1.
11.4.3 На этапе эксплуатации целью анализа риска аварий ГЭС и ее
компонентов должны быть:
уточнение информации об основных опасностях (например, при
изменении социально-экономической инфраструктуры в нижнем и верхнем
бьефах гидроузла);
оценка соответствия состояния, условий эксплуатации
современным нормам и правилам;
определение приоритетных мер по ремонту и реконструкции,
обоснование эффективности затрат на ремонт и реконструкцию;
разработка декларации безопасности эксплуатируемых ГЭС;
расчет вероятного вреда, который может быть причинен в
результате аварии ГЭС, обоснование страховых тарифов и ставок;
квалифицированное расследование причин имевших место
аварий и технологических нарушений, внесение соответствующих изменений
и дополнений в инструкции по эксплуатации;
разработка
рекомендаций
по
организации
безопасной
эксплуатации, взаимодействию с органами государственного надзора,
страховыми компаниями;
совершенствование планов локализации аварийных ситуаций и
действий в чрезвычайных ситуациях;
обоснование страховых тарифов и ставок для заключения
договора страхования гражданской ответственности владельца ГЭС.
11.5 Стадия вывода из эксплуатации
11.5.1 С учётом 5.4.1.4 при штатном и аварийном выводе ГЭС или
компонентов ГЭС из эксплуатации должны проводиться оценки рисков по
10.3.4.1 с учётом анализа спектра угроз и опасностей, сопутствующих
прекращению эксплуатации, консервации и утилизации.
11.5.2 Важное значение для выполнения условий 11.5.1 должны иметь:
102
CТО РусГидро 03.02.64-2012
оценки уязвимости V(t) и накопленных повреждений D(t) в
штатных и аварийных ситуациях по 10.3.4.2;
количественные оценки основных запасов по 10.3.4.1 – 10.3.4.3;
количественные оценки остаточного ресурса RN,t компонентов,
элементов, узлов и деталей, испытывающих повышенные внешние и
внутренние воздействия на стадии прекращения эксплуатации, консервации
и утилизации.
12 Оценка эффективности мер управления риском аварий
и катастроф на ГЭС
12.1 Исходными для оценки эффективности мероприятий по
управлению рисками R(t), [R(t)], Rк(t) по 10.3.4.1 должны быть следующие
данные:
вероятности P(t) и ущербы U(t) от аварий и катастроф на всех
стадиях жизненного цикла ГЭС в соответствии с разделом 10, либо оценки
максимальных ущербов, либо оценки волатильности;
требуемые запасы по рискам nR;
необходимые и научно обоснованные затраты ZR(t) на снижение
рисков R(t);
12.2 К основным направлениям повышения эффективности мер по
обеспечению безопасности и защищённости ГЭС от аварий и катастроф в
соответствии с разделами 5, 6 и 8 следует отнести:
перенос основных мероприятий на предупреждение аварий и
катастроф, а не на ликвидацию их последствий (при этом эффективность
может быть повышена в 5 ÷ 10 раз);
разработка и введение в действие новых стандартов и сводов
правил по анализу и повышению безопасности ГЭС по критериям рисков R(t)
аварий и катастроф, отвечающих условиям 10.3.4.1;
введение в техническую и экологическую нормативную базу
ОАО «РусГидро» критериев риска R(t) с учётом раздела 6.
12.3 Базовым выражением и показателем эффективности является
превышение
приведенных
(дисконтированных)
затрат
ZR(t)
(инвестиционных, текущих, косвенных) стоимостью (ценностью) права на
итоговое понижение остаточного риска до приемлемого уровня nR после
осуществления мероприятий предупреждения и смягчения последствий
аварий и катастроф. Для оценки такого права на снижение рисков,
гарантируемого мероприятиями, применяются модели оценки портфелей
реальных опционов на основе тех или иных допущений о применении в них
моделей ценообразования (приложение Д). Базовым активом таких опционов
считается соответствующий набор ключевых показателей риска, текущей его
ценой устанавливается их плановые значения, а уровень предельно
103
CТО РусГидро 03.02.64-2012
допустимого риска определяет цену исполнения реального опциона. Модели
ценообразования, как правило, должны учитывать конъюнктуру (ставку
дисконтирования),
уровень
риска
(волатильность),
риск-аппетит
(допустимые уровни риска, лимиты). Рекомендуемый подход к оценке
мероприятий изложен в приложении Д.
12.4 С учётом потенциальной опасности на ГЭС (ОТР, ОПО, КВО,
СВО) по 10.2.1, категорий чрезвычайных ситуаций (К1 – К6) по 10.2.4 и
видов аварийных и катастрофических ситуаций по 10.3.2.11 анализ рисков
R(t), [R(t)], Rk(t) по 10.3.4.1 оценку эффективности мер по повышению
безопасности ГЭС должны проводить:
филиалы и ДЗО ОАО «РусГидро» для каждой ГЭС при
локальных и объектовых чрезвычайных ситуациях (К1, К2) в штатных,
нештатных и аварийных условиях (АС1, АС2) на основе требований
стандарта организации СТО 70238424.27.140.026-2009;
исполнительный аппарат, филиалы и ДЗО ОАО «РусГидро» при
местных и региональных чрезвычайных ситуациях (К3, К4) и проектных
аварийных ситуациях (АС3) с учётом требований федеральных законов от
22.07.2008
№ 123-ФЗ,
от
30.12.2009
№ 384-ФЗ,
Постановления
Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандарта организации
СТО 70238424.27.140.026-2009;
ОАО «РусГидро» (с участием филиалов и ДЗО) самостоятельно, а
также по привлечению со стороны Минэнерго России, МЧС России,
Минрегиона России, Ростехнадзора России при национальных катастрофах
(К5) и запроектных катастрофических ситуациях (АС4) с учётом Указов
Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009
№ 536;
ОАО «РусГидро» (с участием филиалов и ДЗО) самостоятельно, а
также по привлечению со стороны Минэнерго России, МЧС России,
Ростехнадзора России, Минэкономразвития России, Минрегиона России при
возможности возникновения глобальных катастроф (К6) и гипотетических
катастрофических ситуаций (АС5) с учётом Указов Президента Российской
Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536.
13 Оформление результатов анализа, оценки
прогнозирования риска аварий и катастроф на ГЭС
и
13.1 Подготовка первой исходной информации
13.1.1 В состав первичной исходной информации для анализа рисков
R(t) на гидроэлектростанциях с учётом раздела 5 входят данные
предпроектных проработок и проектной документации по формулировкам и
обоснованиям ГЭС, входящие в формулу (1) – формулу (26).
13.1.2 На базе исходной информации по 13.1.1 в ОАО «РусГидро»,
филиалах и ДЗО должна осуществляться выборка контрольных данных,
104
CТО РусГидро 03.02.64-2012
подлежащих учёту в типовых формах по анализу конкретных сведений о
возникающих авариях и катастрофах для данной ГЭС:
дата и время отказа, аварии или катастрофы;
время
предшествующей
эксплуатации
с
указанием
реализованных режимов по числу циклов, экстремальных воздействий;
главный источник отказа, аварии или катастрофы;
основные причины отказа, аварии или катастрофы;
ущербы для операторов, персонала и населения (число погибших
или получивших увечья, экономические потери);
ущербы для объектов ГЭС и сопряжённых объектов (в
абсолютном и денежном выражении);
ущербы для окружающей природной среды (в абсолютном и
денежном выражении);
состав мероприятий, сил и средств для ликвидации последствий
аварий и катастроф; затраты на ликвидацию последствий;
вторичные экономические ущербы.
Шаблон реестра рисков приведен в Приложении Е.
13.2 Анализ рисков аварий и катастроф
13.2.1 На основе данных 13.1 об ущербах U(t) и данных 8.1.1 о частотах
сопоставимых или одинаковых отказов, аварий и катастроф должна
производиться оценка величин рисков R(t) по 8.3.1.1 для действующих ГЭС.
13.2.2 В ОАО «РусГидро» должно быть организовано обобщение
величин рисков R(t) для заданных групп эксплуатируемых объектов ГО1 –
ГО4 по 10.2.1, категорий чрезвычайных ситуаций К1 – К6 по 10.2.4 для
различных интервалов времени t.
13.3 Прогнозирование риска аварий и катастроф
13.3.1 Полученные по 13.2 статистические данные для ГЭС должны
строиться в виде временных функций рисков R(t) для различных моментов
времени t1, t2, ti по рисунку 5, при которых имели место аварии и катастрофы
на действующих ГЭС.
13.3.2
По
временным
зависимостям
R(t)
осуществляется
прогнозирование рисков для действующих ГЭС на заданное прогнозное
время tj:
путём экстраполяции;
путём определения средних значений рисков для интервала tj и
использования этих значений при tj.
13.3.3 При использовании вероятностных методов анализа рисков R(t)
и ущербов U(t) по 10.3.3 и 10.3.4 и возможных изменений инициирующих и
поражающих факторов в прогнозное время tj по 10.2.2 и 10.2.3 для
эксплуатируемых ГЭС с использованием требований стандарта организации
105
CТО РусГидро 03.02.64-2012
СТО 70238424.27.140.026-2009 строится вероятностная система кривых
рисков R(t) аварий для предыдущих, фактических и прогнозных времён. По
этим кривым для времени tj устанавливаются прогнозные риски R(t).
13.3.4 Для проектируемых и строящихся ГЭС прогнозирование рисков
R(t) может быть осуществлено по двум основным подходам:
по методу аналогий с использованием предложений 13.1.1 –
13.3.2;
по вероятностному анализу рисков с использованием
предложений 13.3.3.
13.3.5 Для предварительного анализа и прогнозирования рисков R(t)
катастроф ГЭС на основе обобщённых статистических данных следует
использовать параметры ущербов U(t) и вероятностей (частот) Р(t),
приведенные в таблице 14, для объектов ОТР, ОПО, КВО и СВО в
соответствии с таблицей 16 и для категорий чрезвычайных ситуаций К1 – К6,
приведенных в таблице 4.
Т а б ли ц а 14 – Параметры U(t), Р(t), рисков R(t) для ГЭС различной
потенциальной опасности
Категории
ЧС
К1
К2
К3
К4
К5
К6
U(t)
руб.
(1-3)∙105
(3-5)∙106
(1-2)∙108
(1-3)∙109
(2÷5)∙1011
(1-3)∙1012
Р(t)
1/год
(1÷1,5)∙10-1
(6,5÷7,5)∙10-2
(2,5÷3)∙10-2
(1,1÷2.2)∙10-2
(1÷1,2)∙10-2
(3÷5)∙10-3
Группы объектов
ОТР, ОПО, КВО, СВО
ОТР, ОПО, КВО, СВО
ОПО, КВО, СВО
КВО, СВО
СВО
СВО
13.4 Представление анализа, оценки и прогноза рисков
13.4.1 Результаты анализа и оценки рисков R(t) для данных
эксплуатируемых ГЭС должны оформляться в виде:
отчётов
(журналов)
с
формами
по
возникшим
и
зарегистрированным отказам и авариям и указанием данных по 13.1.2 и
13.2.1, подготавливаемых подразделениями ОАО «РусГидро» при участии
филиалов и ДЗО;
ежегодных обобщающих докладов по всем ГЭС ОАО
«РусГидро» на базе указанных выше отчётов (журналов);
ежегодных сводных данных, подготавливаемых ОАО «РусГидро»
для государственных докладов МЧС России, Ростехнадзора и Минэнерго
России.
13.4.2 Для объектов ГЭС (ОТР, ОПО) по 10.2.1, подпадающих под
действие федеральных законов от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 117106
CТО РусГидро 03.02.64-2012
ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753, результаты анализа
рисков R(t) и безопасности S(t) по 10.3.3.1 должны оформляться для
последующего использования при проведении экспертиз и составлении
декларации безопасности.
14 Требования, обеспечивающие безопасность ГЭС на
основе анализа, оценки и прогнозирования риска аварий и
катастроф
14.1 Наряду с требованиями федеральных законов от 27.12.2002 № 184ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006 № 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от
21.07.97 № 116-Ф3, от 27.07.2010 № 225-ФЗ, от 21.12.94 № 68-ФЗ, от
01.12.2007 № 315-ФЗ, от 22.07.2008 № 123-ФЗ, от 30.12.2009 № 384-ФЗ,
Указов Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от
12.05.2009 № 536, Постановления Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и
стандартов организации СТО 17330282.27.140.018-2008,
СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008,
СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008,
СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008,
СТО 17330282.27.140.017-2008 СТО 17330282.27.140.017-2008,
СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008,
СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.003-2008,
СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.001-2006,
СТО 17330282.27.140.011-2008, СТО 17330282.27.140.015-2008, должны
вводиться для применения в ОАО «РусГидро» следующие дополнительные
базовые требования к обеспечению безопасности ГЭС на основе анализа,
оценки и прогнозирования рисков R(t) аварий и катастроф:
для стратегически (СВО) и критически (КВО) важных объектов
гидроэнергетики (каскады крупных ГЭС, мощные ГЭС), глобальные,
национальные и региональные аварии и катастрофы на которых сопряжены с
гибелью людей, разрушением ГЭС и других инфраструктур, с поражениями
окружающей природной среды, а экономические ущербы U(t) измеряются
десятками и сотнями миллиардов рублей, обязательными становятся
требования по обеспечению их функционирования в зонах приемлемых
рисков [R(t)]; это означает, что на всех стадиях жизненного цикла для
индивидуальных и экономических рисков должно соблюдаться неравенство
R(t) ≤ [R(t)];
для опасных производственных объектов (ОПО) должно
вводиться новое требование по анализу, оценкам и прогнозу рисков,
аналогичное указанному выше для СВО и КВО, для экономических рисков
R(t) с ущербами U(t) в десятки и сотни миллионов рублей;
107
CТО РусГидро 03.02.64-2012
для опасных объектов технического регулирования (ОТР) должно
вводиться требование прогноза рисков R(t) с ущербами U(t) в сотни тысяч и
миллионы рублей.
14.2 Реализация указанных в 14.1 требований должна предопределять
смещение основных мероприятий по проектированию, строительству,
эксплуатации и выводу из эксплуатации ГЭС из сферы ликвидации
последствий и катастроф с большими первичными и вторичными ущербами в
сферу их предупреждения на базе количественного анализа рисков; это
может существенно (до 5÷10 раз) снизить риски при условии их научного
обоснования и при государственном и внутреннем нормировании.
14.3 Выполнение требований по 14.1 и 14.2 делает необходимым
создание в Минэнерго России, ОАО «РусГидро» во взаимодействии с РАН,
Ростехнадзором и МЧС России нового свода правил по обеспечению
защищённости ГЭС от тяжёлых аварий и катастроф на базе анализа, оценки и
прогнозирования рисков; основополагающие принципы этого свода правил
должна учитывать количественные оценки рисков и их параметров по
приведенным в Стандарте формулам (1) – (33).
14.4 В своде правил по 14.3 должно вводиться обязательное требование
анализа, оценки и прогноза рисков, начиная от наиболее тяжёлых аварийных
и катастрофических чрезвычайных ситуаций (глобальных, национальных,
региональных), наиболее сложных гипотетических и запроектных аварий и
катастроф.
14.5 При формировании новых требований и разработках методов
анализа, оценки и прогноза рисков тяжёлых катастроф на стратегически и
критически важных объектах гидроэнергетики следует исходить из базовых
положений в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от
12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536 и решений Правительственной и
Парламентской комиссий (2009 – 2010 гг.) по расследованию причин аварии
на Саяно-Шушенской ГЭС и учитывать рекомендации комиссий и ОАО
«РусГидро» по практическим мероприятиям в области развития нормативной
базы по безопасности ГЭС.
14.6 При формировании и реализации требований по 14.1 – 14.5
следует учитывать действующую и разрабатываемую международную
правовую и нормативную базу (в т.ч. базу таможенного союза) и
ограниченность в ней специальных требований к прямому количественному
анализу, оценке и прогнозу рисков тяжёлых аварий и катастроф; эта база
преимущественно сосредоточена на управлении рисками функционирования
компаний и фирм на базе менеджмента рисков, с оптимальными
показателями их финансовых и операционных рисков в пределах
компетенции и ответственности компаний и фирм, их структур и
сотрудников.
14.7 Оценка рисков тяжёлых аварий и катастроф на ГЭС с ущербами
национального и регионального масштаба должна учитывать риски всех
108
CТО РусГидро 03.02.64-2012
участников процессов проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС
для всех стадий жизненного цикла, включая в том числе высшие
федеральные законодательные и исполнительные органы власти, отраслевые
и региональные органы управления в сфере электроэнергетики, ОАО
«РусГидро» и управление конкретных ГЭС.
14.8 В формировании и реализации требований по 14.1 – 14.7 следует
предусмотреть использование передового опыта анализа, оценки и
прогнозирования рисков аварий и катастроф, накапливаемого в таких
отраслях, как атомная и тепловая энергетика, авиация, ракетно-космическая
техника, нефтегазохимия, транспорт.
14.9 В соответствии с 14.1 – 14.8 следует проводить специальные
расчётные обоснования и экспериментальные исследования с применением
математических моделей, программ, систем лабораторных, стендовых и
натурных испытаний:
по построению моделей ГЭС и каскадов ГЭС в условиях
перехода от штатных к аварийным и катастрофическим ситуациям;
по моделированию сценариев возникновения и развития аварий и
катастроф с определением их источников и причин, критических элементов,
зон и точек инициирования опасных ситуаций;
по математическому и стендовому моделированию рабочих,
аварийных и катастрофических ситуаций в гидравлических трактах, в
системах турбогенераторов, в системах управления и защиты;
по новым расчётам прочности, ресурса, надёжности и живучести
при переходе от штатных к аварийным и катастрофическим ситуациям;
по новым специальным системам аварийной диагностики
критических элементов ГЭС с выявлением предвестников аварий и
катастроф;
по новым системам автоматической защиты от аварий и
катастроф с учётом их предвестников;
по новым системам мониторинга рисков аварий и катастроф,
включающим соответствующие элементы на ГЭС, каскадах ГЭС,
электросетях.
14.10 Реализация изложенных в 14.1 – 14.9 требований следует считать
важнейшей частью комплекса мероприятий, обеспечивающих безопасность
ГЭС на основе анализа, оценки и прогноза рисков R(t), [R(t)] и Rк(t) аварий и
катастроф в соответствии с определяющим по формуле (17). На всех уровнях
управления (федеральном, отраслевом, объектовом) безопасностью и
рисками аварий и катастроф ГЭС должны обосновываться необходимые и
обязательные затраты ZR(t) на выполнение этого требования по безопасности
на базе анализа рисков.
15. Требования к качеству
15.1 Одними из основных требований к качеству ГЭС следует считать:
109
CТО РусГидро 03.02.64-2012
требования к качеству создания и функционирования ГЭС на
всех стадиях жизненного цикла в пределах приемлемых рисков аварий и
катастроф с исключением требований о недопустимости аварий и катастроф,
как недостижимых и экономически не обоснуемых;
требования к качеству проектирования и изготовления всех
критических элементов, узлов и компонентов ГЭС, отвечающему заданному
уровню рисков возникновения и развития отказов, аварийных и
катастрофических ситуаций;
требования к
качеству, полноте и надёжности систем
оперативной диагностики аварийных и катастрофических ситуаций с учётом
их уязвимости, повреждений и разрушения по мере перехода к тяжёлым
катастрофам;
требования к
качеству, своевременности и эффективности
включения систем аварийной защиты при переходе от штатных к нештатным
ситуациям на основе данных о предвестниках аварий и катастроф;
требования к качеству, полноте и глубине анализа, оценки и
прогнозирования рисков.
15.2 Качество объектов ГЭС, систем диагностики их состояния,
мониторинга и управления рисками аварий и катастроф с учётом 15.1
должны задаваться при проектировании ГЭС, обеспечиваться при
изготовлении, строительстве и вводе в эксплуатацию, поддерживаться при
эксплуатации, реконструкции, ремонте и выводе из эксплуатации.
110
CТО РусГидро 03.02.64-2012
16 Процедуры и порядок анализа рисков катастроф и аварий на ГЭС и разработки
мероприятий по их предупреждению и ликвидации
16.1 Оценка рисков катастроф и аварий
Т а б ли ц а 15
Наименование
процедур
1 Категорирование
ГЭС по уровню потенциальной опасности и
рисков
Этапы и порядок
1.1. Подготовка исходного
перечня
анализируемых
ГЭС
1.2. Отнесение ГЭС к
группам
потенциальной
опасности: ОТР, ОПО,
КВО, СВО; ГО1 – ГО4
1.3. Категорирование
опасных ситуаций К1 - К6
по масштабам последствий
1.4. Определение
относительных показателей
опасности и рисков ГЭС
1.5. Категорирование и
ранжирование ГЭС по
критериям рисков:
- выделение инициирующих факторов (ИФ);
- выделение поражающих
факторов (ПФ)
Материалы стандарта
Критерии
Пункты
Рисунки, таблицы
Формулы
10, 2
Таблица 8
10.2.4
Таблица 12
10.3.1
-
10.2.3
Таблица 10
RS(t), RT(t), RN(t)
10.2.2
Таблица 9
RI(t), RW(t), RE(t)
Rk1(t) - Rk6(t)
(5) – (8)
R КПФ , R КUФ
111
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 15
2 Анализ сценариев
катастроф, аварий,
отказов и повреждений
1.6.
Формирование
и
ранжирование перечня ГЭС
по уровням рисков
2.1. Общий анализ сценариев
переходов
из
штатных
состояний в аварийные и
катастрофические
2.2. Построение и анализ
сценариев
тяжёлых
катастроф К6, К5, К4 с
глобальными,
национальными
и
региональными
последствиями для каскадов
ГЭС и крупнейших ГЭС:
- постулированный сценарий
гипотетических
катастроф
АС5 с заданным источником
и причиной катастрофы
(например,
разрушение
плотины ГЭС в каскаде ГЭС)
с последующей оценкой
поражающих факторов;
- постулированный сценарий
запроектной
катастрофы (АС4) с разрушением
ГЭС и компонентов ГЭС с
последующей
оценкой
поражающих факторов
10.3.1.6
R КПФ , R КUФ
5.1.4
Рисунок 1
Рисунок 2
Таблица 1
5.3.3, 7.1, 7.3,
10.3.2
Таблица 3
Таблица 4
Таблица 12
Таблица 13
5.3.3, 7.1, 7.3, 8.4,
10.2.4, 10.3.2
Таблица 3
Таблица 4
Таблица 12
Таблица 13
112
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 15
2.3. Построение и анализ
сценариев аварий К3, К2 с
местными и объектовыми
последствиями:
- анализируемые сценарии 7.1, 7.3, 8.4, 10.2.4
проектных
аварий
на
компонентах и элементах
ГЭС с оценкой поражающих
факторов
2.4. Построение и анализ
7.1, 7.3, 8.4
сценариев
повреждений,
отказов и аварий К1 с
локальными последствиями
Таблица 11
Таблица 12
Таблица 13
Таблица 11
Таблица 12
Таблица 13
113
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 15
3
Предварительный
детерминированный
анализ
рисков
катастроф и аварий на
ГЭС и каскадах ГЭС
3.1. Оценка рисков тяжёлых
катастроф на каскадах ГЭС и на
ГЭС для обоснованных по
показателю 1 данной таблицы
категорий ГЭС (ОТР, ОПО,
КВО, СВО, ГО4-ГО1), опасных
по показателю 2 данной
таблицы сценариев катастроф и
аварий
(АС5-АС1)
и
чрезвычайных
(К6-К1)
ситуаций:
8.5.1
- количественная оценка частот,
ущербов и уровней рисков;
- по матрице рисков;
10.3.1, 13.3.5
- количественная оценка
вероятностей катастроф и
аварий по величинам
R КПФ , R КUФ методом
интерполяции в диапазонах К6К4;
10.3.1, 13.3.5
- количественная оценка
ущербов от катастроф по
величинам R КПФ , R КUФ методом
интерполяции в диапазонах К6К4;
- количественная оценка рисков
через произведение величин
8.3.1.1, 13.3.5
вероятностей и ущербов
Рисунок 5
Таблица 14
P(t)
Таблица 14
U(t)
(10)
R(t)
114
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 15
3.2. Анализ рисков аварий и
отказов на ГЭС, компонентах,
элементах, узлах и деталях
ГЭС для обоснованных по
показателю 1 и показателю 2
данной таблицы
категорий
ГЭС и сценариев:
- количественная оценка
частот, ущербов и уровней
рисков по матрице рисков;
- количественная оценка
ущербов аварий и отказов по
величинам R КПФ , R КUФ
методом интерполяции в
диапазоне К3-К1;
- количественная оценка
вероятностей аварий и отказов
по величинам R КПФ , R КUФ в
диапазоне К3-К1;
- количественная оценка
рисков через произведение
величин вероятностей и
ущербов
7.4.1
Рисунок 5
7.1.1, 10.3.1,
13.3.5
Таблица 14
U(t)
7.1.1.3-7.1.1.8,
10.3.1, 13.3.5
Таблица 14
P(t)
10.3.1, 13.3.5
Таблица 14
R(t)
115
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 15
4 Уточнённая
количественная оценка
рисков катастроф и
аварий
статистическими
методами
4.1. Количественная оценка
ущербов от катастроф и
аварий по статистическим
данным
4.2. Количественная оценка
вероятностей катастроф и
аварий по статистическим
данным
4.3. Количественная оценка
рисков катастроф и аварий по
статистическим данным
5.3.3,10.6
Таблица 3
Таблица 4
(2), (27)-(33)
U, U(t)
7.1.1.3-7.1.1.8
Таблица 1
Таблица 3
Таблица 4
(1), (2), (13)
P, P(t)
(9), (10), (11), (14)
R, R(t)
8.3.1, 10.3.2
116
CТО РусГидро 03.02.64-2012
16.2 Расчётное и экспериментальное определение вероятностных параметров рисков катастроф
Расчетное и экспериментальное определение вероятностных параметров рисков катастроф проводится в
соответствии с СТО 70238424.27.140.026-2009.
Т а б ли ц а 16
Наименование
процедур
Этапы и порядок
Выбор
расчётных 1.1. Выбор критислучаев для анализа ческих элементов
катастроф
ГЭС, создающих
угрозы катастроф
(плотины, гидроагрегаты,
системы
защиты)
1.2. Выбор
расчётных случаев:
- действие экстремальных воздейстэ
(t ) при
вий Qmax
штатных
состояниях
объектов;
- возникновение
критических дефектов  k (t )
повреждений при
штатных
воздействиях Qэ(t)
Расчётные зависимости


э
Qmax
(t )  F   Qi (t )   суммарное

 i
воздействие от всех силовых
факторов


 k  Fe Q э (t ), К IC ,  / а
 / а – параметр формы дефекта
(  – глубина, а – размер дефекта на
поверхности)
Материалы стандарта
Пункты
Таблица,
Формулы
рисунок
5.1.4
Рисунок 1
5.5
Рисунок 2
7.1
Рисунок 3
Таблица 1
Таблица 2
Таблица 3
Таблица 4
Критерии
8.4.2.5
10.3.3.3
(20)
nQ
10.3.3.6
10.3.5.2
10.3.4.7
(22)
nL,e
117
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 16
- неблагоприятное КI(t) = max Fk {  (t ) (t ) }
сочетание Qэ(t) и
(t )
1.3. Построение
сценария
катастрофы при
разрушении
критического
элемента с
определением
поражающих
факторов
1.4. Определение Функции распределения Qэ(t), KIC,
вероятностей
(t )
катастрофы
при
варьировании
параметров,
воздействий,
коэффициентов
интенсивности
напряжений
и
размеров дефектов
1.5. Определение {V(t), D(t)} = F{Qэ(t), Е(t), W(t), I(t) }
уязвимости
и
повреждаемости от
действия
поражающих
факторов
10.3.4.7
(22)
Таблица 9
8.1.2.6
10.3.4.8
10.3.3.1
10.3.3.4
10.3.3.5
Таблица 9
nL,e
I, N, Е
(23)
(16)
РР(t)
n
(15)
(16)
(21)
D(t)
V(t)
118
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 16
1.6. Определение
вероятности поражения людей, инфраструктур, природы при катастрофе от поражающих факторов
при варьировании
расчётных
параметров
1.7. Определение
ущербов для
людей, инфраструктуры и природной среды при
действии поражающих факторов
1.8. Определение
интегральных рисков для варьируемых по
показателю 1.5 и
показателю 1.6
данной таблицы
параметров
вероятностей и
ущербов
P(t) = FV{ nQ, np, nv, nD }
FV – функционал вероятностей для
запасов
10.3.2
10.3.3
U(t) = FV {V(t), D(t) }
R(t )   P(t ), U (t ) dP(t )
Таблица 7
Таблица
10
(1)
(9)
(11)
(13)
(16)
(20)
P(t)
10.3.2
10.3.3
(12)
U(t)
10.3.2.9
(11)
(13)
(15)
(16)
R(t)
119
CТО РусГидро 03.02.64-2012
16.3 Расчётное определение параметров повреждений, аварий и катастроф в период жизненного цикла ГЭС
имитационными методами
Т а б ли ц а 17
Наименование
процедур
1 Построение
математической
модели каскадов
ГЭС, ГЭС и
компонентов ГЭС
Этапы и порядок
- анализ ТЗ, ТЭО,
проекта и нормативной
базы по определению
основных размеров с
позиций защиты ГЭС от
катастроф и аварий;
- анализ условий и
эксплуатационных
воздействий в штатных,
аварийных и
катастрофических
ситуациях;
- построение общей
модели с выделением
элементов и граничных
условий;
Расчётные зависимости
{Qэ(t), Qэmax(t)}=
FQ{F, W,  э (t ) , Е,  Т ,  в , nT, nв}
F– площадь сечения;
W – момент сопротивления;
 э (t ) - эксплуатационные напряжения;
Е – модуль упругости;
 (t ) - предел текучести;
 в – предел прочности;
nТ, nв – запасы по пределу
текучести и прочности
Материалы стандарта
Пункты Таблица
Формулы
Рисунок
5.1
Таблица
(15)
5.4
12
(16)
5.6.2
Таблица
5.7.1
13
6.2
7.3.3
8.4.2
10.3.2
10.3.3
10.3.4
11.2
Критерии
R
n
120
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 17
2 Расчётное и
экспериментальное
определение локальных напряжений
и деформаций в
наиболее нагруженных зонах
критических
элементов ГЭС
- выбор на основе
показателя 1.1 таблицы
16 критических
элементов и
критических зон ГЭС;
- расчётно-экспериментальный анализ
локальных напряжений  э (t ) и
деформаций еэ(t) для
опасных сочетаний
Qэmax(t) и Q(t) в
штатных, аварийных и
катастрофических
ситуациях;
- построение циклов
экстремальных
эксплуатационных
э
(t ) и
напряжений  max
э
деформаций е max(t) с
определением
амплитуд
 aэ max (t ), eaэ max (t ),
коэффициентов
асимметрии ч , че и
чисел циклов Nэ
{  э (t ), е э (t ) }= F Q э (t ), F ,W , Е ,  , m
µ - коэффициент Пуассона;
m – показатель упрочнения в
неупругой области.

э
max


э
(t ), еmax
(t ) 
э
F ,е Qmax
(t ), F ,W , Е, , m, 
10.3.2
10.3.3
10.3.4
Таблица
12
Таблица
13
(15)
(16)
(25)
(26)
 max (t )
еmax(t)

 – теоретический
коэффициент концентрации;

э
a max


(t ), еaэ max (t ) 
э
э
Fч  max
(t ), еmax
(t ), ч , че , N э

121
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 17
3 Расчётное и
экспериментальное
определение
ресурса критических элементов
ГЭС с учётом
режимов эксплуатации и эксплуатационных
воздействий
- построение расчётных
кривых
циклической
прочности
«  а – N, еа – N» для
диапазона Nэ от 100 до
1012
с
учётом
воздействия коррозии,
эрозии,
кавитации,
старения, асимметрии;
- определение накопленных
повреждений
Dэ(t)
по
линейной
гипотезе суммирования
повреждений
через
относительные
долговечности а для
циклов Nэ сложных
режимов
эксплуатационного
нагружения и расчётных
долговечностей N;
- расчёты допускаемого
ресурса [N] безопасной
эксплу-атации
в
штатных и нештатных
режимах
по
образованию трещин в
кри-тических зонах с
учётом запасов nN
 а , еа   F N , ч , че , Т , в , Е, к 
Ψк – относительное сужение площади
поперечного сечения при разрыве;
5.4.1
6.2
10.3.3
Таблица
12
Таблица
13
(15)
(16)
(18)
(24)
D(t)
R(t)
Ni(t)
nN
nt
Dэ(t) = FD{ a (Nэ / N)}
а – относительный показатель
накопленного повреждения
N   FN  aэ (t ), еаэ (t ), а( N э / N ), n N , t э 
tэ – время эксплуатации
122
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 17
4 Расчётное и
экспериментальное
определение живучести критических
элементов на
заданной стадии
эксплуатации и
развития дефектов
(трещин), измеренных средствами
дефектоскопии
- построение расчётных
кривых
трещиностойкости
по
критериям
механики
разруше-ния с учётом
изменения
свойств
материалов
и
температурных
условий
нагружения;
определение
экстремальных
коэффициентов интенсив-ности
напряжений
KэI max(t) для эксплуатационных дефектов
 э (t ) на основе решения
краевых задач линейной и
нелинейной механики
разрушения и экспериментов;
- определение критических  эk (t ) и допуэ
скаемых [  (t ) ] дефектов по уравнениям
линейной и нелинейной
механики разрушения с
введением запасов
по КI и 
КIC =FK{T, TK,  Т , m, к , , t
T – температура;
ТK – критическая температура
переходов от вязких разрушений к
квазихрупким и хрупким
5.4.1
6.2
10.3.3
10.3.4
Таблица
12
Таблица
13
(15)
(16)
(18)
(26)
 (t )
n
э
(t ),  э (t ),  Т , Е , m }
KэI max(t) = FK{  max

э
k



э
(t )  э (t )  Fe K IC , K Im
ax (t ), n k , n

123
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 17
5 Расчётное и
экспериментальное
определение
живучести по
кинетике развития
дефектов в
критических элементах с принятием решений о
возникновении катастрофической ситуации, аварийной
ситуации или
отказа
-построение расчётных
кривых кинетики роста
трещин d / dN по числу
циклов N для заданных
размахов K I
коэффициентов
интенсивности
напряжений c учётом
эксплуатационных
условий нагружения;
- определение ресурса
критических элементов
стадии роста  э (t ) трещин
до критических  эk (t ) или
допускаемых [  э (t ) ] с
запасом n , n k ;
- определение размахов
K Iэ (t ) коэффициентов
интенсивности
напряжений с учётом
роста трещин  э (t ) по
числу циклов Nэ;
d / dN  Fd K I ,  max , ч , ,  Т , m, к , t , Т 5.41
6.2
10.3.3
 max - размах максимальных
10.3.4
номинальных напряжений в зоне
дефекта

э
k



(t ),  э (t )  Fe d / dN , К IC , К Iэ (t ), n , nk

э
K Iэ (t )  Fk  max
(t ),  э (t ), d э / dN э
Таблица
12
Таблица
13
(15)
(16)
(24)
 (t )
RN,t(t)
nN
nt


124
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 17
6
Расчётное
и
экспериментальное
определение вероятностей критических
дефектов,
ведущих к возникновению катастроф
7
Расчётное
и
экспериментальное определение вероятностей
критических
моделируемых повреждений, дефектов, ведущих к
образованию катастроф и аварий
Pk (t )  Fke Vk (t ), PCK (t ), t k 
VK(t) – объём контроля для оценки
критических дефектов;
PCK – разрешающая способность
средств контроля критических
дефектов;
tK – периодичность контроля
критических дефектов
- введение в показатель 2 – P(t) = FP{Qэp(t), Р,
показатель 5 данной таблицы Dp(t), VP (t )  RP , N ,t , P (t ) }
при
расчётном
и
экспериментальном
определении
локальной
нагру-женности,
ресурса,
живучести
вероят-ностных
кривых распределений заданных вероятностей Р или
коэффициентов вариации V
расчёт-ных параметров для
определения
вероят-ности
достижения
критических
состо-яний
по
стадиям
образования
и
развития
дефектов;
принятие
решений
о
безопасности, типе катастроф,
n S  min n R , nQ , n D , n L , n N ,t , n   1
аварии
или
отказе
по
достижению
системы
предельных запасов
- определение вероятностей
PKe(t) пропуска при дефектоскопическом кон-троле
критических дефектов в
критиче-ских элементах
10.3.4
10.3.4
10.3.4
P(t)
(18)
(20)
(26)
nS
125
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 17
8
Построение - определение уточнённых
сценариев
параметров для сценариев
катастроф, аварий и катастроф, аварий и отказов
отказов по данным
оценок и расчётов в
соответствии
с
таблицей
15
–
таблицей 17
9
Определение
U(t) = FU {UN(t), UT(t), US(t}
ущербов
от
катастроф и аварий
по данным оценок
и
расчётов
в
соответствии
с
таблицей
15
и
таблицей 16
16.1
16.2
16.1
16.2
U(t)
10
Определение
риcков катастроф и
аварий
данными
таблицы
15
–
таблицы 17 оценок
и
расчётов
по
показателям 6 и 7
таблицы 17
16.1
16.2
16.3
R(t)
R(t) = {U(t)·P(t)}
126
CТО РусГидро 03.02.64-2012
16.4 Управление рисками катастроф и аварий
Т а б ли ц а 18
Наименование
процедур
1 Количественная
оценка интегральных
рисков катастроф и
аварий
детерминированности
статистическими и
имитационными
методами для всех
стадий жизненного
цикла на основе
данных таблицы 15 –
таблицы 17.
Этапы и порядок
Формулы
количественная RNi (t )   PNi (t )  U Ni (t )
i
оценка рисков потери
жизни и здоровья PNi(t) – вероятность гибели
людей и потери здоровья;
людей;
UNi(t) – ущербы от этих потерь
Материалы стандарта
Пункты
Рисунки
Формулы
Таблицы
5.3.2
Таблица 1
(4)
5.4.1
Таблица 4
(9)
5.5.2
Таблица 7
(14)
5.6
Рисунок 4
(15)
7.1.1
Рисунок 5
7.3.
7.5
8.3.1
Критерии
PNi(t)
RTi(t)
RSi(t)
Ri(t)
количественная RTi (t )   PTi (t )  U Ti (t )
i
оценка рисков потери
и
повреждения RTi(t) – вероятность катастроф и
аварий ГЭС от техногенных
объектов
факторов;
инфраструктуры
UТi(t) – ущербы
инфраструктурам от этих аварий
и катастроф
количественная RSi (t )   PSi (t )  U Si (t )
i
оценка рисков потери
и
повреждений PSi(t) – вероятность катастроф и
объектов природной аварий ГЭС от природных
факторов;
среды
USi(t) – ущербы природной среде
от этих аварий и катастроф
127
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 18
2 Количественная
оценка критических
интегральных рисков
катастроф и аварий
3 Количественная
оценка приемлемых
рисков катастроф и
аварий с заданными
запасами по рискам
4 Принятие решений
по анализу и
управлению рисками
безопасного
функционирования
ГЭС
количественная Ri (t )   RNi (t )  RTi (t )  RSi (t )
i
оценка интегральных
рисков
использование Для одного объекта – каскада ГЭС
обобщённых данных о или ГЭС
1
критических
рисках
R
(
t
)

 P(t )  U (t )
K
для категорий ЧС от
K 6
К6 до К1 и объектов
СВО, КВО, ОПО, ОТР
P(t), U(t) – по таблице 14
- использование декла- [R(t)] = 10-4 1/год – приемлемый
рированных
или индивидуальный риск потери
рассчитываемых
человеческих жизней
приемлемых рисков.
R(t )  RK (t )
nR
n R - запас по рискам 5  nR  10 ;
RK(t)
–
критический
экономический риск по таблице
16.
- сопоставление рас- При R(t) ≥ [R(t)] – обязательно
чётных по таблице 15 необходимы мероприятия по
– таблице 17 данных о снижению рисков.
рисках с приемлемыми При R(t) < [R(t)] и
рисками.
nR  1 2 - требуются
мероприятия;
nR  2  5 - целесообразны
мероприятия;
nR 10 - мероприятия не требуются
8.3.2
10.3.4
14
Таблица 14
(17)
RK(t)
10.3.4
14
(17)
(19)
[R(t)]
10.3.4
(17)
R(t)
[R(t)]
128
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 18
5 Экономическое
планирование
мероприятий по
обеспечению
создания и
функционирования
ГЭС в зоне
приемлемых рисков
6 Разработка и
реализация программ
и мероприятий по
обеспечению
защищённости ГЭС
от катастроф и
аварий
- оценка экономических затрат ZR(t) на
снижение рисков R(t)
до приемлемых;
RK (t )
n R  mZ
коэффициент
mZ
интенсивности затрат
(2  mZ  10;
Z R (t ) 
10.3.4
(17)
Z R (t )
mZ
20  mZ  50)
создание
и
актуализация
нормативной базы по
анализу
рисков
катастроф и аварий
R(t )  U (t )  P(t )  R(t )
введение в нормативную базу
(стандарты,
своды
правил)
определяющих соотношений по
анализу рисков
- создание баз знаний U (t )  Fu U N (t ), U T (t ), U S (t )
и банков данных по составляющие ущербов;
катастрофам
и P(t )  F P (t ), P (t ), P (t )
P
N
T
S
авариям;
составляющие вероятностей;
t o  t  t k - жизненный цикл
-
5.1
5.2
5.7
6
8.5
9.8
5.1.4
5.3
5.4
6.1
7.2
9.7
R(t)
[R(t)]
Рисунок 1
Рисунок 2
Таблица 1
Таблица 2
Таблица 3
Таблица 4
Таблица 5
Таблица 7
U(t)
P(t)
t
129
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 18
- проведение
 (t ), e(t )  F Q(t ), R (t )
фундаментальных
сопротивление
R (t ) исследований по
деформациям и разрушению;
гидродинамике,
V (t ), D(t ), R(t )  F (t ), e(t ), t
сейсмостойкости,
вибростойкости,
механике разрушения,
экспериментальной
механике,
вычислительному
моделированию
для
оценки
воздействий
Q(t),
реакций  (t ), еТ (t ),
уязвимости
V(t),
повреждений D(t) и
рисков;
проведение n S  min n R , nQ , nV , n D , n L , n N 
стендовых и натурных
экспериментов
по
предвестникам
катастроф и защите от
катастроф
с
обеспечением системы
минимальных запасов
по безопасности n S ;
5.6
7.3
7.4
7.5
8.2
8.6
10
10.3
Таблица 7
Таблица 8
Таблица 9
Таблица 10
Таблица 11
Таблица 12
Таблица 13
Таблица 14
(1)-(17)
(27)-(32)
Q(t)
 (t )
e(t)
V(t)
D(t)
(17)-(26)
n
130
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 18
организация
диагностики,
мониторинга
и
предупреждения
аварийных
критических
состояний по дефектам
 k и ресурсов RK (t )
подготовка
и
переподготовка кадров
по анализу, надзору и
управлению рисками
катастроф
(t )   k (t )
R(t )  Rk (t )
R(t )  R(t )  mZ Z R (t )
Использование
базового
выражения для обеспечения
безопасного
создания
и
функционирования ГЭС
5.1.4
7.5
7.6
7.7
8.5
Рисунок 1
Таблица 1
Рисунок 5
(15)
(16)
(20)
(21)
(22)
 k (t )
5.1.4
5.5
8.2.2
8.3.2
9.2
12,14, 15
Рисунок 1
Рисунок 2
(17)
R (t )
R (t )
R k (t )
131
CТО РусГидро 03.02.64-2012
16.5 Сводный анализ интегральных рисков и эффективности управления рисками функционирования
компании
Т а б ли ц а 19
Наименование
процедур
Этапы и порядок
Анализ штатных и
опасных бизнеспроцессов функциионирования
компании по
специальным методам и стандартам с
целью достижения
максимальной
прибыли
- определение внутренних и внешних опасных
бизнес-проектов для
компании;
Формулы
Vэ (t )  Z (t )  PR(t )  S R (t )
Vэ (t ) – результат
(произведённый продукт)
штатной деятельности
компании и
функционирования ГЭС;
Z (t ) – штатные затраты на
функционирование компании
и ГЭС;
PR(t) – прибыль в штатной
деятельности компании и ГЭС;
S R (t ) – страховые платы за
риски в штатной деятельности
компании и ГЭС
Материалы стандарта
Пункты
Рисунки
Формулы
Таблицы
7.2
Рисунок 4
7.6.5
14.6
Критерии
Vэ (t )
- оценка стратегических,
тактических,
финансовых и
операционных рисков
без учёта катастроф
132
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 19
Оценка экономической эффективности, экономической
деятельности компании и ГЭС с
учётом рисков
возникновения
аварий и катастроф
- введение в оценку
эффективности Э(t)
деятельности рисков
аварий и катастроф R(t)
по таблице 15 – таблице
18.
В соответствии с
Приложением Д
12.3
Рисунок 4
(34)
Э(t)
Vэ (t )
R (t )
133
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение А
(рекомендуемое)
Методика анализа риска аварий при достаточном информационном
обеспечении
А.1 Схема анализа
гидроэнергетики
риска
опасных
производственных
объектов
А.1.1 Методика анализа риска опасных производственных объектов гидроэнергетики
предусматривает (рисунок А.1) следующую схему действий:
- формулирование целей и задач анализа риска;
- планирование и организацию работ в соответствии со сформулированными целями
и задачами;
- идентификацию опасностей;
- оценку рисков и их ранжирование;
- разработку мероприятий по снижению рисков в случае, если показатели рисков
превышают значения, соответствующие уровням приемлемого риска.
134
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Идентификация опасностей аварий и катастроф на каскадах ГЭС, ГЭС, компонентах и элементах ГЭС
Предварительный анализ
опасностей
Максимально
полный
перечень сценариев повреждений, отказов, аварий и катастроф, возможных на анализируемом
ГЭС
Перечень основных сценариев аварий и
катастроф, возможных на
анализируемой ГЭС
Ранжирование основных
сценариев отказов, аварий
и катастроф, возможных
на ГЭС
Выбор дальнейших
направлений
деятельности
Выявление всех без исключения опасных и критических элементов и воздействий на них, способных инициировать
аварии и катастроф предварительная экспертная оценка вероятности (среднегодовой частоты) и последствий аварий
и катастроф
Формирование максимально полного перечня всех возможных факторов, способных инициировать аварии и
катастрофы анализируемых ГЭС; разработка максимально полного перечня сценариев, аннализируемых ситуаций,
отказов, аварий и катастроф, возможных на ГЭС и каскадах ГЭС
Структура объектов ГЭС и сценариев аварий по уровню потенциальной опасности и риска; обоснование и выбор
перечня основных сценариев аварий, возможных на ГЭС и приводящих к данным классам чрезвычайных ситуаций
Ранжирование основных сценариев аварий и катастроф, возможных на ГЭС, по уровню риска для персонала
объекта, населения, имущества третьих лиц и окружающей природной среды
Риск аварий и катастроф не существенен и не
превышает приемлемого риска
Прекратить анализ риска
Риск аварий и катастроф значителен – на
уровне или выше приемлемого
Выполнить детальный анализ
риска с оценкой частоты и
последствий
Рисунок А.1 – Основные шаги процедуры анализа риска аварий и катастроф на ГЭС
135
CТО РусГидро 03.02.64-2012
А.1.2 Формулирование целей и задач анализа риска производится на основе
требований заказчика (ОАО «РусГидро») с учетом действующей законодательной базы и
нормативно-технической документации (отрасли, компании, предприятия), а также стадии
жизненного цикла ГЭС.
А.1.3 Планирование и организация работ предусматривают:
- выяснение причин постановки заказчиком работ по анализу риска ГЭС или ее
отдельных объектов, анализ сформулированных целей и задач анализа риска;
- ранжирование целей и задач анализа риска, выбор и обоснование методов
решения задач;
- формулирование требований к исполнителям и формирование группы
специалистов для выполнения работ по анализу риска;
- подготовка описания опасных производственных объектов, которые необходимо
включить в число рассматриваемых при выполнении анализа риска;
- обоснование и согласование с заказчиком критериев приемлемого риска.
А.1.4 Идентификация опасностей на опасных производственных объектах ГЭС
предусматривает:
- определение состава работ по идентификации опасностей (анализ материальнотехнической базы конкретной ГЭС, технологического цикла ГЭС и плана ГЭС с
объектами (природными и хозяйственной деятельности), расположенными на
прилегающих территориях;
- выявление возможных причин, факторов и условий возникновения инцидентов,
аварий и катастроф;
- установление возможных схем их развития с целью построения в ходе
последующего анализа соответствующих расчетных сценариев);
- выбор методов выполнения работ по идентификации опасностей с учетом
специфики рассматриваемой ГЭС среди множества методов, применяемых для
качественного анализа риска;
- выполнение работ по идентификации опасностей (в том числе выявление
источников, причин и условий возникновения инцидентов, аварий и катастроф на
различных объектах ГЭС;
- составление перечня и анализ процессов механической и физико-химической
природы), которые могут приводить к возникновению инцидентов, аварий и катастроф, а
также способствовать и сопутствовать их развитию;
- разработка аварийных сценариев для их учета при последующем качественном и
количественном анализе рисков;
- составление перечня расчетных сценариев для различных объектов ГЭС и ГЭС в
целом.
А.1.5 Оценка рисков и их ранжирование включает:
- оценку ожидаемых частот возникновения инцидентов, аварий и катастроф на
основе данных по аварийности различных объектов ГЭС (количеству, частоты и причинам
аварийности на стадиях строительства, испытаний и ввода в эксплуатацию, эксплуатации,
ремонта и технического перевооружения ГЭС, вывода из эксплуатации). При этом
надлежит учитывать статистические данные по аварийности как организаций,
осуществляющих технологический цикл эксплуатации ГЭС, так и организаций,
выполняющих функции контроля и надзора за эксплуатацией ГЭС и ее отдельных
объектов;
- выбор
или
разработку
методик,
позволяющих
корректировать
среднестатистические частоты аварий на однотипных объектах, находящихся в
соответствии с проектом ГЭС в зонах не эквивалентных по параметрам воздействующих
факторов;
136
CТО РусГидро 03.02.64-2012
- выбор или разработку методик (процедур) назначения консервативных значений
ожидаемых частот возникновения инцидентов, аварий и катастроф при неполной
информации об аварийности, технологической и технической документации по объекту,
его техническому состоянию и диагностике, имевшим место работам по ремонту и
техническому перевооружению;
- выбор и обоснование базовых (расчетных) сценариев из числа возможных,
определенных по п. А.1.4;
- выбор методик расчета и проведение расчетов условных вероятностей реализации
каждого из расчетных сценариев, а также их возможных комбинаций, с учетом условий и
факторов, которые могут влиять на возможность реализации того или иного расчетного
сценария на отдельных объектах и их совокупностях. При анализе сценариев
возникновения и развития инцидентов, аварий и катастроф следует иметь в виду, что
реализация любого сценария и его характеристики зависят от ряда факторов,
определяющих закономерности локализации и распространения сопутствующих
механических и физико-химических процессов. В результате один и тот же сценарий
может быть охарактеризован различными конкретными реализациями (совокупностями
характеристик негативного воздействия на объекты ГЭС, персонал, объекты
инфраструктуры и население прилегающих территорий);
- выбор методик и проведение расчетов характеристик негативного воздействия
(вследствие реализации расчетных сценариев) на объекты ГЭС, персонал, объекты
инфраструктуры и население на прилегающих к ГЭС территориях. Расчет по этим
характеристикам ожидаемого ущерба в соответствии с каждым из расчетных сценариев;
- выделение по результатам расчетов условной вероятности реализации различных
сценариев и характеристик соответствующих им негативных воздействий наиболее
опасных (их ранжирования);
- оценку показателей рисков, их сравнение с уровнями приемлемых рисков и
принятие решений о необходимости разработки и проведении системы мероприятий по
снижению риска ГЭС;
- разработку рекомендаций по снижению рисков посредством мероприятий по
уменьшению вероятностей реализации расчетных сценариев и связанного с этим ущерба
за счет принятия управленческих решений по повышению надежности работы
оборудования, совершенствованию технологического цикла, систем и регламентов
диагностики и мониторинга технического состояния ГЭС, систем защиты на объектах
ГЭС и прилегающих территориях, систем подготовки, переподготовки персонала и
контроля исполнительской дисциплины (в том числе систем отработки действий
персонала при возникновении аварийных ситуаций);
- разработку Программ реализации разработанных рекомендаций и реализацию
этих Программ; контроль за ходом выполнения принятых решений.
А.2 Количественная оценка риска аварий, ранжирование аварий по
уровню риска (схема)
А.2.1 Иерархия опасных инициирующих событий в соответствии с классификатором
рисков (масштабом аварии)
А.2.1.1 Отказы и инциденты, не приводящие к аварии (УИ 0)
А.2.1.2 Отказы и инциденты, потенциально вызывающие отказы и аварии локального
масштаба (УИ 1)
А.2.1.3 Отказы и аварии локального масштаба, потенциально вызывающие аварии
объектового масштаба (УИ 2)
А.2.1.4 Аварии объектового масштаба, потенциально вызывающие аварии местного
масштаба (УИ 3)
137
CТО РусГидро 03.02.64-2012
А.2.1.5 Аварии объектового масштаба, потенциально вызывающие аварии и
катастрофы регионального масштаба (УИ 4)
А.2.1.6 Аварии регионального масштаба, потенциально вызывающие аварии и
катастрофы национального и более высокого масштаба (УИ 5)
А.2.2 Определение значимых опасных инициирующих событий (идентификация
опасностей) на различных уровнях иерархии
А.2.2.1 Природные опасности
А.2.2.2 Опасности технического характера
А.2.2.3 Человеческий фактор
А.2.2.4 Другие опасности
А.2.3 Идентификация типов сценариев развития аварий
Тип сценариев объединяет сценарии, развивающиеся от начального инициирующего
события по одинаковой схеме, но с различными количественными показателями, что
влияет на переходные вероятности в процессе реализации сценария, т. е в процессе
развития аварии, и, тем самым, на количественные показатели негативного
результирующего события – последствия
А.2.3.1 Аварии уровня 1
А.2.3.2 Аварии уровня 2
А.2.3.3 Аварии уровня 3
А.2.3.4 Аварии уровня 4
А.2.3.5 Аварии уровня 5
А.2.4 Построение расчетных сценариев развития аварий для каждого выделенного
типа
А.2.4.1 Обоснование набора количественных показателей, характеризующих
различие возможных сценариев аварий внутри данного типа
А.2.4.2 Обоснование принимаемой в целях проведения анализа риска градации
количественных показателей каждого типа сценариев
А.2.4.3 Оценка переходных вероятностей на каждом шаге реализации сценария
аварии (для всех типов; для всех значений количественных показателей)
А.2.4.3.1 Расчет переходных вероятностей без учета наличия средств контроля и
предотвращения аварий
А.2.4.3.2 Оценка характеристик надежности средств контроля и предотвращения
аварий
А.2.4.3.3 Расчет переходных вероятностей с учетом наличия средств контроля и
предотвращения аварий
А.2.4.4 Оценка вероятностей реализации результирующих событий для каждого
расчетного сценария на данном уровне иерархии
А.2.5 Построение полных ("сквозных") сценариев для всей совокупности масштабов
аварий
А.2.5.1 Метод дерева событий
А.2.5.2 Метод дерева отказов
А.2.5.3 Другие методы
А.2.5.4 Моделирование сценариев аварий как развитие процесса разрушения в
многоэлементной системе с иерархической структурой
А.2.5.4.1 Системы с независимыми отказами
А.2.5.4.2 Системы с зависимыми отказами
А.2.5.4.3 Системы с перераспределением нагрузочного эффекта
А.2.5.4.4 Системы смешанного типа
А.2.6. Оценка риска аварий (суммирование риска)
А.2.6.1 Построение списка возможных типов результирующих событий
(последствий)
138
CТО РусГидро 03.02.64-2012
А.2.6.2 Результирующие события, которые на практике могут быть
охарактеризованы количественными показателями (события категории А)
А.2.6.3 Результирующие события, не имеющие количественной характеристики, а
также такие, для которых назначение количественной характеристики либо практически
невозможно, либо нерационально с точки зрения анализа риска (события категории Б)
А.2.6.4 Обоснование принимаемой в целях проведения анализа риска градации
количественных показателей последствий каждого типа для событий категории А
А.2.6.5 Обоснование принимаемой в целях проведения анализа риска градации
качественных показателей последствий каждого типа для событий категории Б
А.2.6.6 Расчет вероятности (частоты) наступления результирующих событий
категории А с заданным уровнем последствий
А.2.6.6.1 Экономический риск
А.2.6.6.2 Индивидуальный риск
А.2.6.6.3 Потенциальный риск
А.2.6.6.4 Коллективный риск
А.2.6.6.5 Социальный риск
А.2.6.6.6 Экологический риск
А.2.6.6.7 Другие риски
А.2.6.7 Расчет вероятности (частоты) наступления результирующих событий
категории Б
А.2.7 Анализ возможности реализации аномальных сценариев развития аварий
А.2.8 Представление результатов анализа риска
А.2.8.1 Вероятностный формат (гистограммы и интегральные характеристики)
А.2.8.2 Детерминистический формат (матрицы риска и др.)
А.2.8.3 Формат качественного описания риска
А.2.9 Оценивание техногенного риска функционирования ГЭС
А.2.9.1 Определение наиболее значимых рисков
А.2.9.2 Определение наиболее опасных инициирующих событий
А.2.9.3 Определение критических факторов с точки зрения риска (в рамках модели
построенной многоэлементной системы)
А.2.9.4 Ранжирование аварий по уровню риска в соответствии с классификатором
рисков
А.2.9.5 Определение сценариев наиболее тяжелой и наиболее вероятной аварий для
каждой группы классификатора рисков
А.3 Анализ неопределенностей результатов оценки риска
А.4 Сопоставление уровня различных рисков с нормативными или иными
общепризнанными допустимыми уровнями
А.5 Управление риском
139
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение Б
(рекомендуемое)
Методика анализа риска аварий при слабом информационном обеспечении
Б.1 Общая схема анализа риска, описанная в приложении А, нуждается в
корректировке при слабом информационном обеспечении в части, касающейся, в первую
очередь, выбора и реализации методов анализа риска.
Б.2 Анализ риска при слабом информационном обеспечении можно проводить,
применяя, в частности, следующие методы из перечня основных методов анализа и
оценки рисков, приведенного в 5.6.2:
- детерминированные методы;
- логико-вероятностные;
- экспертные методы;
- имитационные методы;
- методы нечетных множеств,
а также комбинации указанных методов.
Б.3 Методы анализа риска при слабом информационном обеспечении
классифицируют как качественные и полукачественные.
Б.4 Качественные методы предусматривают описание риска в терминах
качественных оценок. При этом оценки риска носят описательный характер (выделяют, в
частности, высокий или низкий уровни риска, незначительный риск). Для получения
качественных оценок используют различные способы сопоставления источников
опасности, аварийных ситуаций и последствий аварий. В основе большинства этих
способов лежат методы экспертных оценок риска аварий (см. Приложение В). Процедуры
методов экспертных оценок позволяют выразить вероятности аварии и ожидаемого
ущерба в выбираемых по тем или иным правилам шкалах. Оценка риска аварии при этом
представляет собой результат перемножения величин, соответствующих вероятностям
аварий и ущерба в выбранных шкалах. В свою очередь, указанные величины получают
путем
- предварительного выделения совокупности факторов, характеризующих
различные аспекты источников опасностей, аварийных ситуаций, предельных состояний,
ожидаемого ущерба;
- введения шкал оценки выделенных факторов в баллах;
- формулирования (с учетом специфики объекта, анализ риска для которого
проводят) правил подсчета результирующих оценочных величин вероятности аварии и
ожидаемого ущерба по значениям оценок в баллах для отдельных факторов (во многих
случаях подсчет результирующих оценочных величин проводят, суммируя баллы,
соответствующее отдельным факторам, с весовыми множителями, которые учитывают
относительный вклад каждого из факторов в реализацию аварии и ущерба);
- реализации экспертного оценивания по каждому фактору и их совокупностям;
- подсчета итоговых оценочных величин вероятностей аварии, ожидаемого ущерба
и риска.
Б.5 Полуколичественные методы предусматривают выделение аспектов проблемы
анализа риска того или иного объекта, которые допускают анализ количественными или
качественными методами. В частности, при сценарном подходе к анализу риска во многих
случаях выбор одного или нескольких сценариев для анализа можно выполнить
качественными методами, в то время как сам анализ каждого из выбранных сценариев
может быть проведен количественными методами на основе детерминистских и/или
140
CТО РусГидро 03.02.64-2012
вероятностных моделей, учитывающих конкретные механические и физико-химические
процессы, присущие реализации того или иного сценария.
При применении полукачественных методов специальное внимание следует уделять
процедурам согласования (сращивания) оценок, полученных качественными и
количественными методами.
Б.6 При рассмотрении сценариев аварий, в основе которых лежит процесс
разрушения объекта или его составляющих элементов, во многих случаях при неполноте
информации можно применять качественные подходы механики разрушения,
позволяющие построить достаточные условия разрушения объекта и выделить наихудший
сценарий для дальнейшего анализа. Аналогично можно найти достаточные условия не
разрушения объекта (составляющих элементов) за заданное время. Подчеркнем, что
получаемые таким образом условия приводят к консервативным оценкам характеристик
аварии. Оценки подобного типа можно строить и с помощью методов теории управления
механическими системами в условиях неопределенности.
Б.7 Слабое информационное обеспечение при анализе риска может быть, в том числе
связано с отсутствием или недостаточностью статистических данных для выбора
критериев приемлемого риска. В подобных случаях можно назначать критерии
приемлемого риска так, чтобы показатели риска функционирующего объекта не
превышали среднестатистические (фоновые) за последние 5 лет показатели риска
чрезвычайных ситуаций на соответствующих территориях.
141
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение В
(рекомендуемое)
Методы экспертных оценок риска аварий
В.1 Методы экспертных оценок относятся к числу основных, применяемых при
анализе риска аварий при слабом информационном обеспечении (см. приложение Б).
В.2 Методы экспертных оценок опираются на возможности восполнения
недостаточности информационного обеспечения посредством работы с экспертами в той
или иной предметной области, получения и обработки мнений (заключений) экспертов.
В.3 Применение методов экспертных оценок предусматривает следующие основные
этапы работ:
- формирование целей исследования и формы его проведения;
- выбор методики экспертного оценивания;
- подготовка доступных экспертам информационных материалов, касающихся
объектов, выбранных для проведения анализа риска;
- разработка документации для представления экспертами результатов работы;
- подбор группы экспертов и модератора процесса экспертного оценивания;
- проведение работы экспертами;
- проведение анализа заключений экспертов;
- подготовка отчета с результатами экспертного оценивания.
В.4 Существует множество методов экспертных оценок, среди которых отметим
- метод Дельфи;
- метод анализа иерархий;
- метод мозгового штурма;
- метод экспертного опроса.
При выборе метода экспертных оценок следует учитывать специфику задач анализа
риска для выделенных объектов и имеющийся опыт применения методов экспертных
оценок к анализу сходных объектов.
В.5 Один из ключевых этапов любого метода экспертных оценок - подбор группы
экспертов. Разработан ряд методик подбора экспертов с учетом их компетентности,
способности совместно работать в рамках выбранного метода экспертных оценок, а также
специфики стоящих перед экспертизой задач (которыми в частности, могут быть сбор
информации для принятия решений Заказчиком экспертизы или подготовка варианта
(вариантов) решений по требованию Заказчика).
Если экспертиза требуемого типа ранее неоднократно проводилась Заказчиком, то
Заказчик, как правило, имеет список возможных экспертов.
В тех случаях, когда экспертиза данного типа проводится впервые, для подбора
экспертов получила распространение методика «снежного кома», в соответствии с
которой расширение списка экспертов проводится по рекомендации каждого из уже
выбранных экспертов до тех пор, пока не будет набрано количество членов группы
экспертов, установленное Заказчиком, или в результате опроса экспертов перестанут
появляться новые кандидатуры.
В.6 Ключевой этап применения метода экспертных оценок – анализ заключений
экспертов, в особенности, если эти заключения имеют качественный характер.
Методики анализа основываются на теории репрезентативных измерений и
математических методах обработки результатов измерений.
В теории репрезентативных измерений вводят различные типы школ измерений
(шкалы наименований, порядковые шкалы, шкалы количественных признаков (наиболее
распространенные из них – шкалы отношений, по которым измеряют многие физические
величины)).
142
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Простейший тип шкал измерений – шкалы наименований, в которых числа служат
лишь метками для различения объектов.
Порядковые шкалы позволяют устанавливать соотношения порядка между
объектами.
В порядковых шкалах и шкалах количественных признаков важную роль играют
допустимые преобразования шкал, связанные с выбором единиц измерения.
Репрезентативные шкалы должны гарантировать сохранение выводов по результатам
измерений при изменении единиц измерения.
Сложность сопоставления ранжировок тех или иных факторов, выделяемых при
анализе риска объекта (см. Приложение Б), в том, что различным факторам могут
соответствовать различные ранжировки (например, ранжировки конструкционных сталей
по прочности и трещиностойкости нередко различаются).
Следующий важный вопрос анализа заключений экспертов – выбор метода
обработки результатов измерений, выраженных в баллах. Здесь наряду с алгоритмами
подсчета средних арифметических применяют методы медианных рангов, основанные на
представлениях теории вероятностей и математической статистики.
В.7 Методы экспертных оценок получили широкое распространение, в частности,
при анализе ряда техногенных рисков. Показательный пример – анализ рисков при оценке
пожароопасности. Имеющийся опыт может быть адаптирован к решению проблем
анализа рисков ГЭС и ГАЭС.
143
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение Г
(рекомендуемое)
Примерная структура отчета о результатах анализа риска аварий
Г.1 Структура отчета о результатах анализа риска аварий должна соответствовать
схеме анализа риска ГЭС и ГАЭС, устанавливаемой Стандартом.
Г.2 Отчет должен быть оформлен согласно ГОСТ 7.32.
Г.3 В отчете рекомендуются следующие разделы:
- Реферат;
- Введение;
- Основания для проведения работ по анализу риска (с копиями документов
компании и/или предприятия, содержащих информацию о постановке работы);
- Копия Технического Задания на выполнение работы;
- Перечень нормативно-технической документации, в соответствии с которой
проводились работы по анализу риска (в том числе нормативных документов
государственного уровня и уровня ОАО «РусГидро»);
- Изложение Плана работ;
- Изложение и обоснование принятых методов анализа риска;
- Изложение результатов работ по следующим позициям:
Планирование и организация работ;
Идентификация источников опасностей;
Оценки риска, в том числе
- оценка ожидаемой частоты аварий для выбранных основных
источников опасности;
- формирование и обоснование расчетных сценариев аварий;
- оценка условных вероятностей реализации расчетных
сценариев аварий;
- количественная оценка характеристик поражающих факторов
для каждого расчетного сценария аварий;
- количественная
оценка
характеристик
воздействия
поражающих факторов на население и объекты прилежащих к
ГЭС (ГАЭС) территорий для каждого расчетного сценария;
- оценка возможного количества пострадавших для каждого
расчетного сценария;
- оценка характеристик объектов ГЭС (ГАЭС) и прилежащих
территорий, которым может быть нанесен ущерб в результате
реализации каждого расчетного сценария;
- расчёт социально-экономического ущерба для каждого
расчетного сценария;
- расчёт потенциального, коллективного, индивидуального и
социального риска;
- составление
перечня
наиболее
опасных
объектов
(составляющих их элементов) ГЭС (ГАЭС) на основе
сравнения найденных показателей риска с уровнями
приемлемого риска;
- предложения по мерам снижения риска эксплуатации ГЭС
(ГАЭС) и её отдельных объектов.
- Заключение.
144
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Г.4 При изложении результатов анализа риска рекомендуется суммировать в виде
таблиц данные по источникам опасностей, расчетным сценариям, оценкам вероятностей и
ущербов, ранжированию рисков и мер по снижению рисков.
145
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение Д
(рекомендуемое)
Методика оценки эффективности мер управления риском аварий и катастроф
гидроэлектростанций
Настоящая методика и пример расчёта могут не отражать всех рисков и опасностей,
которые могут возникнуть в деятельности ОАО «РусГидро», и не исчерпывает всех
возможностей и случайностей.
ЦЕЛЬ МЕТОДИКИ
Целью настоящей методики является обоснованная оценка сравнительной
экономической
эффективности мер управления риском аварий и катастроф
гидроэлектростанций.
Обоснованный
выбор
производится
путем
сравнения
подразумеваемой волатильности и соответствующей рисковой стоимости программ мер
управления риском аварий и катастроф гидроэлектростанций. с различными
соотношениями остаточного риска и затрат при прочих равных условиях. При этом
предполагается, что приоритет иных критериев риска (риск-аппетит) установлен в уровне
допустимых значений ключевых показателей риска.
МЕТОДОЛОГИЯ
Подход
Подход ОАО “РусГидро” соответствует международным стандартам управления
рисками, и, в частности, базируется на принципе:
“Риск-менеджмент создаёт и сохраняет ценность (стоимость)”1.
Исходя из этого принципа, сравнительный анализ эффективности программ мер
управления риском аварий и катастроф гидроэлектростанций производится путём
оценки их ценности (стоимости) для Общества.
Для анализа эффективности программ мер управления риском аварий и катастроф
гидроэлектростанций с точки зрения Общества в 2005 г. был разработан и успешно
апробирован в крупных компаниях и профессиональном сообществе риск-менеджеров
метод на базе подхода реальных опционов, интерпретирующий программу как
портфель реальных опционов.
Базовым активом этих опционов является уровень ключевого показателя риска
гидростанции. Сроком до погашения этих опционов является период проведения
программы мер.
Право Общества на снижение остаточного риска эквивалентно портфелю длинной
(Long) и короткой (Short) позиций опционов на продажу (Put) базового актива2 по
следующим ценам исполнения:

цена исполнения Long Put равна страховой сумме, уменьшенной на величину
остаточного риска,
1
ISO 31000:2009 Principles (Clause 3)
Портфель длинного и короткого опционов пут на один базовый актив с одинаковым сроком исполнения,
разными ценами исполнения (Bull Spread).
2
146
CТО РусГидро 03.02.64-2012

цена исполнения Short Put равна цене исполнения Long Put, уменьшенной на
величину лимита ответственности Общества перед третьими лицами.
Чистая премия по портфелю опционов - разность премий короткого и длинного
опционов пут). Чистая премия, уменьшаемая на фактическую величину
приведённых затрат на программу мероприятий, определяет ценность (эффект)
программы для Общества при прочих равных условиях.
Удобство интерпретации программы мер как реального опциона заключается в
возможности эффективно сопоставлять программу с другими активами в портфеле
компании.
Эффективность программ мероприятий зависит от оценки риска. В настоящей
методике используется одна из наиболее популярных моделей ценообразования
опционов по формуле Black-Scholes, учитывающей изменчивость базового актива
(волатильность).
Эффект программы мероприятий при прочих равных условиях рассчитывается по
формуле (1):
(1)
где
,
E
– эффект программы3;
Z – приведённые затраты на программу;
Put (S, K, T, r, ) – премия по опциону пут;
S – текущий (плановый) уровень ключевого показателя риска,
F – уровень допустимого риска (допустимого снижения ключевого показателя),
L – лимит ответственности Обществ по уровню данного ключевого показателя риска ,
K – цена исполнения опциона пут,
– цена исполнения длинного опциона,
– цена исполнения короткого опциона,
T – период программы, лет;
r – ставка дисконтирования, % год.;
- волатильность ключевого показателя рисков, % год.
Волатильность
В настоящей методике предусматриваются четыре варианта первоначальной оценки
волатильности (или их комбинации).
1 вариант (историческая волатильность) используется при наличии статистики их
экспертных или модельных оценок.
Остаточная величина ключевого показателя
(в % от планового уровня ключевого
показателя S) для каждого случая ущерба
при наступлении i-го случая из n –
количества случаев за период, рассчитывается по формуле (1a):
(2a)
3
При Z=0 расчет эффекта E показывает максимальный уровень затрат, превышение которого делает
программу неэффективной при прочих равных условиях.
147
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Интенсивность изменения величины ключевого показателя
(2б):
рассчитывается по формуле
(2б)
Оценка исторической годовой
рассчитывается по формуле (1):
волатильности
ключевого
показателя
риска
(2)
Если статистика задана вероятностями (частотами)
то расчёт можно производить по формуле (3):
соответствующих убытков в году,
(3)
2 вариант (правило трёх сигм) используется при наличии сценария возможного
максимального убытка (EML), например, на основе данных сюрвея или экспертных
оценок.
В этом случае условная оценка годовой волатильности рассчитывается исходя из сценария
по эвристическому правилу, аналогичному концепции Stress-VaR:
I.
II.
III.
оценивается сценарий максимально возможного ущерба EML в % от планового
значения ключевого показателя;
принимается допущение4, что величина EML эквивалентна дельта-нормальному
Value-at-Risk (VaR99,7%) - величине, которую не превысят нормально
распределенные убытки за год с высокой вероятностью (правило трёх сигм);
рассчитывается оценка волатильности в % годовых по формуле (4):
= ⅓ EML
(4)
3 вариант (подразумеваемая волатильность) используется при наличии нескольких
альтернативных сценариев программ мероприятий:
I.
II.
выбирается одна из программ мероприятий в качестве базы сравнения;
подбирается подразумеваемая5 волатильность (при которой эффект выбранной
в качестве базы сравнения программы близок к нулю)
1.
III.
│E
(5)
для оценки всех программ в качестве волатильности используется определяемая
в (ii) подразумеваемая волатильность программы, выбранной в качестве базы
сравнения.
В настоящей методике не утверждается, что потери уровня ключевого показателя рисков нормально
распределены, и что по формулам (варианты 2 и 3 оценки волатильности) вычисляются истинные оценки
его волатильности. Вычисленные оценки характеризуют уровень волатильности, который подразумевался
бы при аналогичном нормальном распределении интенсивности изменений страховой стоимости
(логнормальном распределении убытков).
5
Подразумеваемая волатильность (implied volatility) портфеля реальных опционов - минимальный уровень
изменчивости ключевого показателя, при котором безубыточна программа. Определяется условиями
программы - вышеупомянутыми ценами исполнения длинного и короткого опционов, а также чистой
опционной премией, равной затратам, сроком до погашения опционов (периодом программы), текущей
стоимостью базового актива и актуальной процентной ставкой, характеризующей экономическую
конъюнктуру. См. также предыдущую сноску 5.
4
148
CТО РусГидро 03.02.64-2012
4 вариант (индексы волатильности) используется при наличии значений индексов
волатильности или иных внешних источников знаний или экспертных оценок об уровне
волатильности показателя.
=Volatility index
(6)
где Volatility index – значение индекса или оценки волатильности.
Прогноз рисков
Настоящая методика предусматривает возможность корректировки первоначальной
оценки волатильности путём умножения на коэффициент с учётом сценария роста или
снижения рисков в зависимости от календарного года в период страхования на основе
индекса прогноза глобального риск-фактора6
ОГРАНИЧЕНИЯ И ДОПУЩЕНИЯ
Ограничения настоящей методики вытекают из допущений модели ценообразования
опционов Black-Scholes, эвристики на основе аналога Stress-VaR и теории глобального
риск-фактора. При этом следует принимать во внимание, что эвристически способы
приобретают здесь особую ценность, так как статистика зачастую неполна и неточна, и
она может оказаться не пригодной для экстраполяции к данному объекту в данное время,
и поэтому точность иных методов анализа статистики может оказаться выше точности
входных данных и давать результаты не лучше, но дороже, и, возможно, хуже.
Соотношение эффективности и модельного риска настоящей методики оптимально в
случае применения методики не для расчёта абсолютных значений, а для сравнительного
анализа и выбора оптимальных по уровню остаточного риска и других параметров
страховых программ из предлагаемого конъюнктурой множества при прочих равных
условиях.
Глобальный риск-фактор связан с 22-летним циклом геомагнитной активности, вызывающей сбои
биоритмов, ошибки и преступления людей и сбои оборудования, и таким образом, влияющей на риски всех
видов. Рогов М.А. “Теория глобального риск-фактора”//Проблемы анализа риска, том 8, №1, 2011.
6
149
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение Е
(рекомендуемое)
Шаблон реестра рисков
Наименование
компонента
ГЭС, ГАЭС,
дата и время
отказа
Источник
риска
Причина
возникновения
Сценарий
Оценочная
величина
первичного
ущерба
Оценочная
величина
вторичного
ущерба
Категория
ущерба
(в соответствии с Табл.6)
Категория
аварии или
катастрофы
(в соответствии с Табл.6)
Экспертная
оценка
уровня
риска
150
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Т а б ли ц а Ж.1 Примеры возможного развития аварий на ГЭС, инициируемых событиями на технологическом
оборудовании.
Наименование
основного
оборудования
Механическое
оборудование
гидротехнических
сооружений
Элемент
оборудования
– источник
опасности
Затворы
водосбросных
сооружений
Возможная авария
Выход из строя основных затворов: заносы (завалы), обмерзание
пазов, отказ подъемных
механизмов
Сороудержива Разрушение элементов сороудерющие решетки живающей решетки, попадание в
гидротурбину крупного сора и
металлоконструкций
Быстродейству Выход из строя затвора, системы
ющие затворы управления
водоприемника турбинного
блока
Системы
Отказы в аварийных режимах,
управления
нарушение расчетного времени
затворами
аварийного закрытия затворов,
согласованного с условиями
режимов (гарантий)
регулирования гидротурбин при
сбросах нагрузки гидроагрегатом
Оценка возможных последствий в
предположении наихудшего развития
опасной ситуации
Перелив через гребень плотины, разрушение
сооружений, затопление здания ГЭС: угроза
жизни персонала ГЭС и населения
Разрушение направляющего аппарата,
крышки, рабочего колеса гидротурбины,
затопление помещений здания ГЭС: угроза
жизни персонала ГЭС
Угон гидроагрегата, разрушение
гидрогенератора, пожар в здании ГЭС,
повреждение нескольких гидроагрегатов,
обрушение перекрытий машинного зала:
угроза жизни персонала ГЭС
Гидравлический удар в проточном тракте
гидротурбины, подброс гидроагрегата,
разрушение элементов проточного тракта и
рабочего колеса гидротурбины, затопление
здания ГЭС: угроза жизни персонала ГЭС.
Экспертная
оценка вероятности события
первичной
аварии*
Вероятная
Вероятная
Маловероятная
Вероятная
151
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Гидротурбина
Рабочее колесо Разрушение лабиринтного
радиальноуплотнения, отрыв рабочего
осевого типа
колеса от вала
Рабочее колесо Обрыв лопасти рабочего колеса
поворотнолопастного
типа
Крышка
гидротурбины
Повышенные вибрация, разрушение элементов и крепежа крышки
Направляющий Повышенные биение вала
подшипник
гидротурбины и вибрация,
перегрев подшипника,
повреждение подшипника
Разрушение рабочего колеса, попадание
посторонних предметов в проточную часть
гидротурбины, разрушение крышки
гидротурбины и элементов проточного тракта,
затопление помещений здания ГЭС: угроза
жизни персонала ГЭС, выход гидроагрегата из
строя
Разрушение элементов камеры рабочего колеса,
потеря управления лопастями, попадание
обломков металлоконструкций в проточную
часть, разрушение крепежа днища рабочего
колеса, разрушение элементов проточной
части, затопление помещений здания ГЭС:
угроза жизни персонала ГЭС, экологический
ущерб окружающей среде, выход гидроагрегата
из строя
Увеличение протечек в шахту гидротурбины,
прорыв воды из напорного тракта, затопление и
разрушение здания ГЭС: угроза жизни персонала ГЭС, экологический ущерб окружающей
среде, выход ГЭС из строя
Разрушение элементов подшипника, излом
линии валопровода гидроагрегата, разрушение
турбины, затопление помещений здания ГЭС:
угроза жизни персонала ГЭС, экологический
ущерб окружающей среде, выход гидроагрегата
из строя
Маловероятная
Вероятная
Маловероятная
Вероятная
152
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Направляющий Отказ системы управления,
аппарат
нерегламентированно быстрое
закрытие направляющего
аппарата
Вал
гидротурбины
Уплотнение
вала
гидротурбины
Износ и повреждения вала,
крепежа фланцевых соединений,
облицовки шейки вала у валов с
водяным направляющим
подшипником.
Износ и повреждение рабочего и
ремонтного уплотнения
Люки в спиральную камеру,
отсасывающую
трубу
Регулятор
гидротурбины
Износ и повреждение элементов и
крепежа крышки
Система
регулирования
гидротурбины
Повреждение или негерметичность штанг маслоприемника поворотнолопастных гидротурбин
Неработоспособность регулятора
гидротурбины, устройств
противоразгонной защиты
Пожар маслоемкостей: бак и
ресивер маслонапорной установки
Гидравлический удар в гидротурбине, подброс
гидроагрегата, разрушение элементов проточного тракта и рабочего колеса, затопление помещений здания ГЭС: угроза жизни персонала
ГЭС, экологический ущерб окружающей среде
(поворотнолопастные гидротурбины)
Разрушение вала, повреждение элементов
гидротубины, затопление помещений здания
ГЭС: угроза жизни персонала ГЭС, экологический ущерб окружающей среде (поворотнолопастные гидротурбины)
Разрушение уплотнения, возникновение
протечки воды под напором в шахту турбины,
затопление помещений здания ГЭС: угроза
жизни персонала ГЭС
Разрушение крепежа, протечки в помещения
гидротурбинного блока, затопление помещений
здания ГЭС: угроза жизни персонала ГЭС
Маловероятная
Вероятная
Вероятная
Маловероятная
Угон гидроагрегата, разрушение гидрогенерато- Вероятная
ра, пожар в здании ГЭС, повреждение нескольких гидроагрегатов, обрушение перекрытий
машинного зала: угроза жизни персонала ГЭС
Разрушение маслоприемника, пожар в здании
Маловероятная
ГЭС, повреждение гидроагрегата: угроза жизни
персонала ГЭС, экологический ущерб окружающей среде, выход из строя гидроагрегата
153
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Гидроагрегат
капсульного
типа
Гидрогенератор
Разгерметизация (разрушение)
корпуса капсулы гидроагрегата
Затопление капсулы, повреждение (разрушение) гидрогенератора и систем управления,
затопление помещений здания ГЭС: угроза
жизни персонала ГЭС, выход гидроагрегата из
строя
Предтурбинный Повреждение, неисправность
Невозможность прекращения подачи воды по
затвор
затвора, его уплотнений и
турбинному тракту и останова гидротурбины
компенсатора, системы
при аварийном отключении гидроагрегата, угон
управления, нарушения
гидроагрегата, разрушение гидрогенератора,
герметичности перепускных труб, повреждение гидротурбины, затопление
отказ затвора.
помещений затвора и других помещений здания
ГЭС, пожар в здании ГЭС: угроза жизни
персонала ГЭС, экологический ущерб окружающей среде, выход гидроагрегата из строя
Сердечник
Повреждения из-за износа крайних Задевание в воздушном зазоре гидрогенератора,
статора
пакетов сердечника, оплавления
отказ системы охлаждения, перегрев сердечнисегментов активной стали, элемен- ка, нарушение изолирующего покрытия,
тов крепления сердечника; ослаб- замыкания, пожар на генераторе и в машинном
ление или разрушение крепления
зале: угроза жизни персонала ГЭС, выход
статора генератора к фундаменту
гидрогенератора из строя
Обмотка
Разрушение из-за исчерпания
Замыкания из-за нарушения целостности и
статора
ресурса, повреждений изоляции,
пробоев изоляции, повышенных механических
качества эксплуатации; замаслинагрузок при анормальных режимах работы,
вание статора парами и протечка- вибрации, ухудшение температурного режима,
ми масла из маслованн подшипни- разрушение металлоконструкций генератора,
ка, подпятника, маслоприемника; пожар на генераторе и в машинном зале, поврединамическое воздействие на
ждение конструкций машинного зала: угроза
генератор при возникновении
жизни персонала ГЭС, выход гидроагрегата из
режима асинхронного хода
строя
Маловероятная
Маловероятная
Маловероятная
Вероятная
154
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Обмотка
возбуждения и
демпферная
обмотка
ротора
Обод ротора
Разрушение элементов
конструкции с попаданием в
воздушный зазор из-за исчерпания
ресурса, повреждения изоляции,
качества эксплуатации
Разрушение из-за дефектов
металла, качества ремонта.
Ослабление (полное снятие)
натяга крепления обода со спиц
ротора, падение обода ротора на
механические тормоза при работе
генератора
Направляющие Разрушение баббита, опорных
подшипники
конструкций сегментов.
Потеря масла в маслованне
подшипника
Подпятник
Разрушение сегментов и их
опорных конструкций (тарелок,
балансиров, гофр).
Потеря масла в маслованне
подпятника.
Разрушение электроизоляционной
прокладки между ступицей и
зеркалом.
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Дорогостоящий ремонт или замена
гидрогенератора
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Пожар в машинном зале. Замена
гидрогенератора, турбины
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Пожар в машинном зале. Замена турбины и
гидрогенератора
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Пожар в машинном зале. Замена турбины и
гидрогенератора
Вероятная
155
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Механическая
система
торможения
Трансформатор
Ошибочное срабатывание механических тормозов гидрогенератора
при номинальных оборотах
вращения ротора
Вал генератора Разрушение вала генератора в
месте запорных полуколец втулки
подпятника подвесного гидрогенератора (падение вращающихся
частей гидроагрегата)
Обмотка
Деформация или смещение
обмоток, витковое замыкание,
врыв с выплеском масла, пожар
Магнитопровод
Система
охлаждения
Вводы
Трансформаторное масло
Образование короткозамкнутых
контуров и «пожар» в железе
Перегрев активной части
трансформатора
Разрушение ввода, повреждение
трансформатора, пожар
Повреждение трансформатора изза низкого качества масла, пожар,
разлив масла.
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Замена гидрогенератора, нарушение
валопровода гидроагрегата
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Замена гидроагрегата
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Вероятная
Замена трансформатора. Экологический ущерб
окружающей среде. Повреждение строительных
конструкций ГЭС
Замена трансформатора
Вероятная
Повреждение трансформатора, ремонт
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Дорогостоящий ремонт или замена
трансформатора
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Замена трансформатора, ремонт здания.
Экологический ущерб окружающей среде
Вероятная
Вероятная
156
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы Ж1
Генераторные
выключатели
Изоляция
Токоведущий
контур
Дугогасительные контакты
Повреждение выключателя при
отключении токов короткого
замыкания или при производстве
переключений из-за обгорания
поверхностей под действием дуги
отключения;
- повреждение изоляторов
(образование трещин) в результате
механических воздействий при
включениях и отключениях;
- старение изоляции
- повышение электрического
сопротивления контактов со
временем вследствие окисления;
- ослабление контактных пружин;
вследствие механических
воздействий и воздействия токов
КЗ;
Износ контактов под действием
дуги отключения
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Ремонт или замена выключателя
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Ремонт или замена выключателя.
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Ремонт или замена выключателя.
Вероятная
157
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 1
Электротехническое
оборудование
(собственные нужды
ГЭС)
Вспомогательное
оборудование.
(системы откачки
дренажных вод,
техническое
воздухоснабжение,
техническое
водоснабжение,
маслохозяйство)
Короткое
замыкание,
потеря
электропитания
собственных
нужд
оборудования
и технических
систем ГЭС
Короткое замыкание в схеме
электроснабжения, нарушения
технологического процесса,
повреждение основного и
вспомогательного оборудования,
сооружениям
Потеря питания устройств
релейно-защитной автоматики,
цепей управления выключателями
при неселективном отключении
головного автоматического
выключателя аккумуляторных
батарей при коротких замыканиях
в цепях системы оперативного
постоянного тока, повреждении
ячеек распределительных
устройств.
Маслохозяйство Разрушение трубопроводов
масляной системы, напорных
маслопроводов системы
регулирования (вибрация,
коррозионный износ,
разнотолщинность,
некачественная сварка).
Маслохозяйство Пожар станционного
маслохозяйства (маслохранилища)
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Вероятная
Выход из строя силовых кабелей и кабелей
управления, тяжелые повреждения
электрооборудования при возникших коротких
замыканиях, отказ управления технологическим
процессом, останов ГЭС
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Экологический ущерб окружающей среде.
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Экологический ущерб окружающей среде.
Вероятная
158
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Продолжение таблицы 1
Система
технического
воздухоснабжения
Масляные
компрессоры
системы
технического
воздухоснабжения
Система
технического
водоснабжения
АСУ ТП ГЭС,
средства управления
станции
Линии
электропередач
(кабельные и
воздушные, силовые
и контрольные).
Разрушение сосудов под
давлением (включая
компрессорное оборудование)
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Замена оборудования
Вероятная
Задымление, токсичные газы и
аэрозоли на производственных
площадках ГЭС. Взрыв масляных
паров
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС
Маловероятная
Разрушения направляющего подшипника
турбины, рабочего колеса турбины. Замена
гидротурбины. Затопление помещений здания
ГЭС
Затопление помещений здания ГЭС
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС,
основному оборудованию. Затопление здания
ГЭС
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Ремонт
Маловероятная
Прекращение подачи воды к
водяному турбинному
подшипнику и принудительной
подачи воды к уплотнению вала
Система
Разрушение (коррозионный износ,
технического
гидроудар) общего коллектора
водоснабжения системы технического
водоснабжения
ПрограммноСбой в работе вычислительной
техничнский
техники, зависание программы,
комплекс АСУ потеря питания. Потеря
ТП
управляемости оборудования и
ГЭС.
Опора линии
Падение опоры. Разрушения
электропередач здания и сооружений
(отводы ГЭС)
Маловероятная
159
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Окончание таблицы 1
Крановое хозяйство,
грузоподъемные
механизмы, лифты
Кабели
Пожар в кабельных галереях ГЭС
Грузоподъемные механизмы
Мостовые
краны
машинного
зала ГЭС
Падение оборудования, грузов,
авариях на грузоподъёмных
механизмах, кранах.
Задевание перемещаемыми
мостовым краном машзала ГЭС
грузами маслонапорная установка
системы регулирования
гидротурбины, гидрогенератор,
маслоприемник турбины, шкафы
управления).
Самопроизвольное движение
незаторможенных кранов плотины
от ветровой нагрузки. Падение
крана
Авария подъемных механизмов,
пожар
Краны на
гребне
плотины ГЭС
Грузовые и
пассажирские
лифты
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС.
Выход из строя силовых кабелей и кабелей
управления, ограничения, отказ управления
технологическим процессом, останов ГЭС
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС,
основному оборудованию.
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС,
основному оборудованию.
Маловероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС,
основному оборудованию и сооружениям.
Вероятная
Угроза жизни и здоровью персонала ГЭС
Вероятная
Маловероятная
*Вероятная авария – авария, случавшаяся на ГЭС; маловероятная авария – возможная, но к настоящему времени не случавшаяся на ГЭС.
160
CТО РусГидро 03.02.64-2012
Библиография
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
СТО РусГидро 07.01.65-2011 Гидроэлектростанции. Обспечение
готовности к реагированию при возникновении запроектных
аварий. Нормы и требования (проект).
[1] ISO 31000:2009 Менеджмент рисков. Принципы и руководящие
указания
[2] Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации. Утверждены приказом Минэнерго РФ
от 19.06.2003 № 229, зарегистрированы в Минюсте РФ 20.06.2003 №
4799.
[3] Методические указания по проведению анализа риска опасных
производственных объектов (вместе с РД 03-418-01). Утверждены
постановлением Госгортехнадзора РФ от 10.07.2001 № 30.
[4] Политика в области внутреннего контроля и управления
рисками ОАО «РусГидро». Утверждена Советом Директоров ОАО
«РусГидро», протокол от 29.12.2010 № 116.
161
CТО РусГидро 03.02.64-2012
162